BR0100543B1 - processo de término de uma zona de produção subterránea contendo areias não-consolidadas penetradas por um furo de poço. - Google Patents
processo de término de uma zona de produção subterránea contendo areias não-consolidadas penetradas por um furo de poço. Download PDFInfo
- Publication number
- BR0100543B1 BR0100543B1 BRPI0100543-0A BR0100543A BR0100543B1 BR 0100543 B1 BR0100543 B1 BR 0100543B1 BR 0100543 A BR0100543 A BR 0100543A BR 0100543 B1 BR0100543 B1 BR 0100543B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- foam
- process according
- grains
- ring
- sand
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 38
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims description 35
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 26
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 55
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 51
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 claims description 45
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 28
- 239000011342 resin composition Substances 0.000 claims description 26
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 23
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 23
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 17
- 239000011324 bead Substances 0.000 claims description 13
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 6
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 claims description 5
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 4
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 claims description 4
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 4
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims description 4
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 claims description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 2
- 229920003986 novolac Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001225 polyester resin Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004645 polyester resin Substances 0.000 claims description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 claims 1
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 claims 1
- 229920002803 thermoplastic polyurethane Polymers 0.000 claims 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 6
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 6
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 5
- 239000007822 coupling agent Substances 0.000 description 4
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 2
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 2
- XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N furfuryl alcohol Chemical group OCC1=CC=CO1 XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 2
- 125000000022 2-aminoethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])N([H])[H] 0.000 description 1
- SJECZPVISLOESU-UHFFFAOYSA-N 3-trimethoxysilylpropan-1-amine Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CCCN SJECZPVISLOESU-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
- CAHQGWAXKLQREW-UHFFFAOYSA-N Benzal chloride Chemical compound ClC(Cl)C1=CC=CC=C1 CAHQGWAXKLQREW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical class O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 description 1
- DOJXGHGHTWFZHK-UHFFFAOYSA-N Hexachloroacetone Chemical compound ClC(Cl)(Cl)C(=O)C(Cl)(Cl)Cl DOJXGHGHTWFZHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000046052 Phaseolus vulgaris Species 0.000 description 1
- 235000010627 Phaseolus vulgaris Nutrition 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N benzyl chloride Chemical compound ClCC1=CC=CC=C1 KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940073608 benzyl chloride Drugs 0.000 description 1
- 229920002301 cellulose acetate Polymers 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 235000019256 formaldehyde Nutrition 0.000 description 1
- HDNHWROHHSBKJG-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;furan-2-ylmethanol Chemical compound O=C.OCC1=CC=CO1 HDNHWROHHSBKJG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000007849 furan resin Substances 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 235000013824 polyphenols Nutrition 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- FZHAPNGMFPVSLP-UHFFFAOYSA-N silanamine Chemical class [SiH3]N FZHAPNGMFPVSLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 229920005992 thermoplastic resin Polymers 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- 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
- E21B43/04—Gravelling of wells
-
- 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
- E21B43/04—Gravelling of wells
- E21B43/045—Crossover tools
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Road Paving Structures (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Description
"PROCESSO DE TÉRMINO DE UMA ZONA DE PRODUÇÃO SUBTERRÂNEA CONTENDO AREIAS NÃO-CONSOLIDADAS PENETRADAS POR UM FURO DE POÇO"
Fundamentos da Invenção
1. Campo da Invenção
A presente invenção refere-se a processos de término de poços em zonas subterrâneas não-consolidadas, e mais particularmente, a processos de término de tais poços, pelo que é evitada a migração de areia com fluidos produzidos a partir dos mesmos .
2. Descrição da técnica Antecedente.
Poços de gás e óleo são freqüentemente terminados em formações não-consolidadas contendo areia solta e incompetente, que migra com fluidos produzidos pelos poços. A presença de areia de formação nos fluidos produzidos é desvantajosa e indesejável, pelo fato de que as partículas desgastam o equipamento de bombeamento e outros equipamentos de produção e reduzem as capacidade de produção de fluido de zonas de produção nos poços. Até agora, zonas de produção subterrâneas não- consolidadas têm sido terminadas pela formação de vedações de cascalho no furo do poço adjacente às zonas de produção. As vedações de cascalho servem como filtros e funcionam para evitar que a areia de formação migre com fluidos produzidos ao interior dos furos de poço.
Em um término de vedação de cascalho típico, uma tela é colocada no furo do poço e posicionada dentro da zona de produção subterrânea não- consolidada, que deve ser terminada. A tela é tipicamente conectada a uma ferramenta, que inclui um obturador de produção e uma passagem, e a ferramenta é, por sua vez, conectada a uma corda de produção ou trabalho. Um material particulado, que é usualmente areia graduada, freqüentemente referido na técnica como cascalho, é bombeado em uma suspensão abaixo da corda de produção ou trabalho e através da passagem, de tal modo que ele flua ao interior do anel entre a tela e o furo do poço. O líquido, que forma a suspensão, vaza ao interior da zona subterrânea e /ou através da tela, que é dimensionada para evitar com que o material particulado da suspensão possa fluir através da mesma. Como um resultado, o material particulado é depositado no anel, em torno da tela, por meio do que ele forma uma vedação de cascalho. O tamanho do material particulado na vedação de cascalho é selecionado de tal modo que ele evite a que a areia de formação flua ao interior do furo do poço com os fluidos produzidos. Processos desse tipo estão descritos, por exemplo, nas patentes norte- americanas US 3,826,310; US 5,669,445; e, US 5,934,376.
Um problema, que é freqüentemente encontrado na formação de vedações de cascalho, particularmente em vedações de cascalho em zonas de produção não-consolidadas desviadas e/ou longas, é a formação de pontes de material particulado no anel. Ou seja, a vedação não-uniforme do material particulado no anel entre a tela e o furo do poço ocorre freqüentemente como um resultado da perda de líquido transportador ao interior de porções de alta permeabilidade da zona subterrânea. Isto, por sua vez, causa a formação de pontes de material particulado no anel, antes que todo o material particulado tenha sido colocado. As pontes de material particulado bloqueiam adicionalmente o fluxo da suspensão através do anel, o que deixa vazios abaixo das pontes. Quando o poço é colocado em produção, o fluxo de fluidos produzidos é concentrado através dos vazios na vedação de cascalho, o que logo causa com que a tela seja corroída e a resulte a migração de areia de formação com os fluidos produzidos.
Deste modo, existe a necessidade quanto a processos de término de poços utilizando vedações de cascalho, pelo que não ocorram vazios nas vedações de cascalho, ou que eles sejam eliminados antes a que os poços sejam colocados em produção.
Sumário da Invenção
A presente invenção fornece processos de término de zonas de produção subterrâneas contendo areia não-consolidada, que satisfazem às necessidades acima descritas e superam as deficiências da técnica anterior. Um processo desta invenção compreende basicamente as etapas de colocar uma tela de areia na zona a ser terminada, isolar o anel entre a tela e o furo do poço na zona, introduzir uma mistura de material particulado e grãos formadores de espuma no interior do anel entre a tela de areia e o furo do poço, por meio do que a mistura de material particulado e grãos formadores de espuma é acondicionada no interior do anel, e ativar os grãos formadores de espuma, por meio do que a espuma seja formada no anel, a qual se expande e se solidifica no mesmo, deste modo eliminando vazios e reforçando a vedação permeável resultante.
Uma modalidade alternativa dos processos da presente invenção compreende basicamente as etapas de colocar uma tela de areia na zona subterrânea a ser terminada, isolar o anel entre a tela de areia e o furo do poço na zona, e então introduzir uma pluralidade de peças de espuma de célula aberta solidificadas no interior do anel entre a tela de areia e o furo do poço, por meio do que as peças de espuma uniformemente vedadas no interior do anel. As células abertas das peças de espuma são de um tamanho tal, que é evitado que a areia não-consolidada penetre na célula, mas que fluidos produzidos possam fluir através dela. As peças de espuma de célula aberta solidificadas não formam prontamente pontes no anel entre a tela de areia e o furo do poço e podem ser uniformemente vedadas no anel. Opcionalmente, sólidos particulados podem ser introduzidos no interior do anel, junto com as peças de espuma de célula aberta. Além disso, as peças de espuma de célula aberta e os sólidos particulados, se usados, podem ser revestidos com uma resina capaz de ser endurecida, que, mediante endurecimento, consolida a vedação formada em uma massa permeável. Adicionalmente, grãos formadores de espuma podem ser incluídos com as peças de espuma de célula aberta e partículas sólidas, se usados, os quais, mediante ativação, se expandem e se solidificam na vedação. Ε, portanto, um objeto geral da presente invenção prover processos de término de zonas de produção subterrâneas não-consolidadas.
Outros objetos, características e vantagens adicionais da presente invenção tornar-se-ão prontamente evidentes àqueles versados na 5 técnica mediante uma leitura da descrição das modalidades preferidas, que se segue.
Descrição das Modalidades Preferidas
A presente invenção provê processos de término de zonas subterrâneas não -consolidadas, penetradas por furos de poços. De acordo com processos aperfeiçoados da invenção, ferramentas de formação de vedação de cascalho, bem conhecidas daqueles versados na técnica, são utilizadas. Ou seja, uma tela de areia convencional é colocada em uma zona subterrânea a ser terminada. A tela de areia é conectada a um obturador de produção e passagem convencional, que é, por sua vez, conectado a uma corda de produção ou corda de trabalho. O obturador de produção é ajustado no poço, o que isola o anel entre a tela de areia e o furo do poço. Depois disso, uma mistura de material particulado é introduzida ao interior do anel por meio da passagem, de tal modo que o material particulado seja vedado no interior do anel.
Em uma modalidade da presente invenção, o material particulado utilizado é uma mistura de areia graduada ou outro material similar, tal que contas de cerâmica, contas de plástico, contas de vidro, e os similares e grãos formadores de espuma. Após a mistura de material particulado e de grãos formadores de espuma ser colocada no anel, os grãos formadores de espuma são ativados, por meio do que é formada espuma no anel, a qual se expande e se solidifica no mesmo eliminando, deste modo, os vazios e reforçando a vedação de material particulado permeável resultante, por meio do que ela efetivamente evita com que a areia de formação não- consolidada flua ao interior do furo do poço com fluidos produzidos. O material particulado utilizado de acordo com a presente invenção é preferivelmente areia graduada, que é dimensionada com base em um conhecimento do tamanho das partículas muito finas e areia de formação na zona não-consolidada, para evitar com que as partículas muito finas e a areia de formação passem através de uma vedação permeável de areia graduada. A areia possui geralmente um tamanho de partícula na faixa de malha 10 a malha 70 da Série de Peneira dos Estados Unidos da America. As faixas de distribuição de tamanho de partícula de areia preferidas são de uma ou mais de malha 10-20, malha 20-40, malha 40-60 ou malha 50-70, dependendo do tamanho da partícula e da distribuição de partículas muito finas e areia de formação a serem separados pelo material particulado.
Uma variedade de grãos formadores de espuma podem ser utilizados, os quais são ativados pelo calor na zona subterrânea, por injeção de vapor ou por outras técnicas adequadas. Os grãos formadores de espuma compreendem geralmente um polímero termoplástico, que contém um agente formador de espuma. Quando os grãos são ativados, o polímero termoplástico é liqüefeito e espumado pelo agente formador de espuma. Exemplos de contas formadoras de espuma, que podem ser utilizadas de acordo com esta invenção, estão descritas na Patente US 4. 920.153, cedida a Allen et al. em 24 de abril de 1990; Patente US N0 5.525.637, cedida a Henn et al. em 11 de junho de 1996; Patente US N0 5.763.498, cedida a Knaus em 9 de junho de 1998; e Patente US N0 5.783.611, cedida a Strebel em 21 de julho de 1998, que são aqui incorporadas por referência.
Como será entendido por aqueles versados na técnica, o material particulado e as contas formadoras de espuma são introduzidos ao interior do anel por meio de um fluido transportador, no qual o material particulado e as contas formadoras espuma são suspensos. O fluido transportador e a mistura de material particulado e contas formadoras de espuma suspensos no mesmo são bombeados ao interior do anel, entre a tela de areia e o furo do poço, e ao interior de perfurações, se o furo do poço estiver revestido e cimentado, as quais se estendem através do mesmo no interior da zona de produção. Ou seja, uma suspensão de fluido transportador de material particulado e grãos formadores de espuma é bombeada a partir da superfície, através da corda de produção ou trabalho e da passagem ao interior do anel e perfurações. O material particulado e os grãos que formam espuma são vedados no interior do anel, à medida em que o fluido transportador flui através da tela de areia e para cima, ao interior do furo do poço por meio da passagem. Embora uma variedade de fluidos possa ser utilizada, um fluido transportador preferido é uma salmoura de término de poço. Se a perda de fluido constituir um problema, uma espuma de nitrogênio aquoso ou uma espuma de dióxido de carbono aquoso pode ser utilizada em lugar da salmoura de término.
Como será entendido, a espuma formada pelos grãos formadores de espuma, acima descritos, se expande e se solidifica no anel entre a tela de areia e as paredes do furo do poço, pelo que o material particulado no mesmo é comprimido. Esta compressão elimina vazios no material particular e provê resistência à vedação de material particulado, que retém a sua porosidade como um resultados de espaços vazios, entre as partículas, na vedação. O uso de contas formadoras de espuma geralmente torna desnecessário o uso de uma resina capaz de ser endurecida. Entretanto, se for desejável aumentar ainda mais a resistência da vedação de material particulado, o material particulado pode ser revestido com uma composição de resina capaz de ser endurecida, que endurece e consolida o material particular em uma massa permeável, como será adicionalmente descrito aqui abaixo.
Em outra modalidade desta invenção, em vez do material particulado e de grãos formadores de espuma, acima descritos, uma pluralidade de peças de espuma de célula aberta solidificadas são introduzidas no anel, entre a tela de areia e as paredes do furo do poço, pelo fluido transportador acima descrito. As peças de espuma de célula aberta solidificadas são uniformemente vedadas no interior do anel, e as células abertas das peças de espuma são de um tamanho tal, que é evitado com que a areia não-consolidada na zona subterrânea entre nas células abertas e flua através da vedação permeável. Os fluidos produzidos, por outro lado, podem fluir livremente através das células abertas.
As peças de espuma de célula aberta sólidas podem ser produzidas na superfície, utilizando resinas de termocura ou termoplásticas, ou materiais poliméricos, tais que poliestireno, polietileno, polipropileno, poliéteres, fenólicos, silicones, neopreno, borracha natural, acetato de celulose, poliuretanos e os similares. A estrutura de célula aberta da espuma pode ser produzida pela incorporação de um g' inerte na resina ou material polimérico utilizado sob pressão. Quando a resina ou material polimérico contendo o gás é liberado em pressão atmosférica, o gás forma células abertas no material, antes que o material seja curado. O gás pode ser formado na resina ou material polimérico quando o material é aquecido por um agente de sopro incorporado no mesmo. Após ser formada, a espuma de célula aberta é cortada ou desfibrada em pequenas peças tendo tamanhos na faixa de cerca de 1/8" a cerca de 1/ 4" (0, 31 cm a cerca de 0, 63 cm).
De modo a proporcionar rigidez à vedação flexível de espuma de célula aberta formada no anel entre a tela de areia e as paredes do furo do poço, as peças de espuma de célula aberta podem ser revestidas com uma composição de resina capaz de ser endurecida, após as peças de espuma de célula aberta terem sido colocadas em suspensão em um fluido transportador, tal que uma salmoura de término. Esta técnica é bem conhecida daqueles versados na técnica, e devido ao fato de que as células abertas são enchidas com salmoura antes de serem revestidas, o revestimento não tampa as células.
Material particulado e/ou contas formadoras de espuma podem ser combinados com as peças de espuma de célula aberta, e o material particulado pode ser também revestido com uma composição de resina capaz de ser endurecida.
As composições de resina capazes de serem endurecidas, que são úteis para revestir areia graduada, os outros tipos de material particulado acima mencionado ou as peças de espuma de célula aberta sólidas e consolidá-las em massas permeáveis rígidas compreendem geralmente uma resina orgânica capaz de ser endurecida e uma resina para agente de acoplamento de areia. Tais composições de resina são bem conhecidas daqueles versados na técnica, assim como o seu uso para consolidar materiais particulados em massas permeáveis duras. Uma quantidade de tais composições são descritas em detalhe na Patente US N0 4.042.032, cedida a Anderson et al. em 16 de agosto de 1977; Patente US N0 4.070.865, cedida a MacLaughlin em 31 de janeiro de 1978; Patente US N0 4.829.100, cedida a Murphey et al., em 9 de maio de 1989; Patente N0 5.058.676, cedida a Fitzpatrick et al. em 22 de outubro de 1991; e Patente US N0 5.128.390, cedida a Murphey et al. em 7 de julho de 1992; que são aqui incorporadas por referência.
Exemplos de resinas orgânicas, que podem ser endurecidas, que são particularmente adequadas para uso de acordo com esta invenção são resinas novolac, resinas de poliepóxido, resinas de poliéster, resinas de fenol- aldeído, resinas de uréia-aldeído, resinas de furano e resinas de uretano. Estas resinas estão disponíveis em várias viscosidade dependendo dos pesos moleculares das resinas. A viscosidade preferida da resina orgânica usada está geralmente na faixa de cerca de 1 a cerca de 1.000 centipoises a 80°F (26,6 0C). Entretanto, como será entendido, resinas de viscosidade mais altas podem ser utilizadas, quando misturadas ou combinadas com um ou mais diluentes. Diluentes, que são geralmente úteis com as várias resinas acima mencionadas incluem, mas não estão limitados a, fenóis, formaldeídos, álcool furfurílico e furfural.
O agente de acoplamento de resina-a-areia é utilizado nas composições de resinas capazes de serem endurecidas para promover o acoplamento ou adesão à areia ou outros materiais particulados similares.
Agentes de acoplamento particularmente adequados são compostos de aminossilano ou misturas de tais compostos. Um agente de acoplamento preferido é N-P-(aminoetil)-gama-aminopropiltrimetoxisilano.
A composição de resina capaz de ser endurecida usada é levada a endurecer pelo calor da zona subterrânea ou por seu contato com um agente de endurecimento. Quando é utilizado um agente de endurecimento, ele pode ser incluído na composição de resina (agente de endurecimento interno) ou a composição da resina pode ser contactada com o agente de endurecimento após a composição de resina, revestida com o material particulado, ter sido colocada na formação subterrânea sendo terminada ( agente de endurecimento externo). E selecionado para o uso um agente de endurecimento interno, que causa com que a composição de resina endureça após um período de tempo suficiente para que o material revestido com a composição de resina seja colocado na zona subterrânea. Podem ser também utilizados retardadores ou aceleradores para aumentar ou encurtar os tempos de endurecimento. Quando é usado um agente de endurecimento externo, o material revestido com a composição de resina capaz de ser endurecida é primeiramente colocado na zona, seguido por uma solução de rega superficial contendo o agente de endurecimento externo. Exemplos de agente de endurecimento interno, que podem ser usados, incluem, mas não estão limitadas a, hexacloroacetona, 1,1,3-triclorotrifluoroacetato, benzotricloreto, benzilcloreto e benzalcloreto. Exemplos de agentes de endurecimento externos, que podem ser usados, incluem, mas não estão limitados a, benzotricloreto, ácido acético, ácido fórmico e ácido inorgânico, tal que ácido clorídrico. As composições de resina capazes de ser endurecidas podem também incluir tensoativos, dispersantes e outros aditivos, que são bem conhecidos daqueles versados na técnica.
Os materiais revestidos com resina, usados de acordo com esta invenção, são preferivelmente preparados primeiramente pela suspensão dos materiais sólidos usados em um fluido transportador, tal que uma salmoura de término aquosa e então injeção da composição de resina capaz de ser endurecida ao interior da salmoura, de tal modo que os materiais sólidos sejam revestidos com a mesma. Depois disso, o fluido transportador contendo os materiais sólidos revestidos é bombeado ao interior do anel entre a tela de areia e as paredes do furo do poço. Como acima mencionado, a composição de resina capaz de ser endurecida é levada a endurecer por aquecimento na formação ou por um agente de endurecimento interno ou externo. Quando grãos formadores de espuma sólidos são incluídos como uma parte dos materiais sólidos, eles são levados a espumar por aquecimento na formação ou por uma fonte de aquecimento externo ou outro ativador.
Deste modo, um processo aperfeiçoado da presente invenção para o término de uma zona de produção subterrânea contendo areia não- consolidada penetrada por um furo do poço compreende as seguintes etapas. Uma peneira de areia é colocada na zona de produção subterrânea a ser terminada e o anel entre a peneira de areia e o furo do poço na zona é isolado. Uma mistura de material particulado e de grãos formadores de espuma é introduzida no interior do anel, pelo que a mistura de material particulado e grãos formadores de espuma é vedada no interior do anel. Depois disso, os grãos formadores de espuma são ativados, pelo que é formada espuma no anel, a qual se expande e se solidifica neste, deste modo eliminando vazios e reforçando a vedação permeável resultante. O material particulado pode ser areia graduada ou outro material similar, tal que contas de cerâmica, de plástico ou de vidro, e o material particulado pode ser revestido com uma composição capaz de ser endurecida, que endurece e consolida o material particulado em uma massa permeável.
Outro processo aperfeiçoado da presente invenção compreende as seguintes etapas. Uma peneira de areia é colocada na zona e o anel entre a peneira de areia e o furo do poço na zona é isolado. Depois disso, uma pluralidade de peças de espuma de célula aberta solidificadas são introduzidas no anel entre a peneira de areia e o furo do poço, pelo que as peças de espuma são uniformemente vedadas no interior do anel. As células abertas das peças de espuma são de um tamanho tal, que é evitado que a areia e as partículas muito finas de formação não-consolidadas penetrem nas células, mas os fluidos produzidos podem passar através das mesmas. As peças de espuma de célula aberta sólidas podem ser revestidas com uma composição de resina capaz de ser endurecida, que subseqüentemente endurece e consolida as peças espumadas em uma massa permeável mais rígida. Em adição às peças de espuma de célula aberta sólidas, outro material particulado, tal que areia graduada pode ser incluído na vedação, e para assegurar que a vedação não inclua vazios, grãos formadores de espuma, que são ativados anteriormente a que a resina seja endurecida, podem ser incluídos na vedação.
Deste modo, pelos processos desta invenção, uma vedação permeável de materiais sólidos é formada, que não inclui vazios, possui uma longa vida útil e filtra efetivamente partículas muito finas e areia de formação para fora dos fluidos produzidos.
De modo a ilustrar adicionalmente os processos da presente invenção, é dado o seguinte exemplo.
Exemplo
Uma suspensão de peças de espuma de célula aberta foi preparada usando uma solução aquosa a 2% de cloreto de potássio. Um pequeno volume de composição de resina epóxi capaz de ser endurecida foi então lentamente adicionada à suspensão, com agitação, para assegurar o revestimento uniforme das peças espumadas de célula aberta com a composição de resina. A solução salina foi decantada a partir das peças de espuma revestidas com resina e as peças de espuma foram vedadas em tubos de vidro sob um torque de 0,69 kg/m. Os tubos de vidro foram curados a 200°C por 20 horas. As vedações de espuma de célula aberta consolidadas resultantes foram testadas quanto à resistência compressiva e permeabilidade. A compressibilidade média das vedações foi de cerca de 1724 kPa e a permeabilidade à água média foi de cerca de 80 Darcies.
Deste modo, a presente invenção está bem adaptada para alcançar os objetivos e vantagens mencionados, assim como aqueles que são aqui inerentes. Embora numerosas alterações possam ser introduzidas por aqueles versados na técnica, tais alterações estão abrangidas dentro do espírito desta invenção como definida pelas reivindicações apenas.
Claims (19)
1. Processo de término de uma zona de produção subterrânea contendo areias não-consolidadas penetradas por um furo de poço, compreendendo as etapas de: colocar uma peneira de areia na zona de produção subterrânea; isolar o anel entre a peneira de areia e o furo do poço na zona de produção subterrânea; e, introduzir uma mistura de material particulado no furo de poço para formar uma vedação permeável, caracterizado por: misturar com o material particulado, grãos formadores de espuma que são introduzidos no interior do anel entre a peneira de areia e o furo do poço, pelo que a mistura de material particulado e grãos formadores de espuma é vedada no anel; e, ativar os grãos formadores de espuma de modo que espuma é formada no anel, cuja espuma se expande e se solidifica no anel eliminando vazios e reforçando a vedação permeável resultante.
2. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os grãos formadores de espuma são ativados pelo calor da zona subterrânea, injeção de vapor ou outra técnica adequada.
3. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que material particulado é selecionado a partir do grupo de areia graduada, contas de cerâmica, contas de plástico e contas de vidro.
4. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o material particulado é areia graduada.
5. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a mistura de material particulado e grãos formadores de espuma são introduzidos no anel por um fluido transportador.
6. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido transportador é selecionado a partir do grupo que consiste de salmouras de término de poço, uma espuma de nitrogênio aquosa e uma espuma de dióxido de carbono aquosa.
7. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o material particulado é revestido com uma composição de resina capaz de ser endurecida, que ao endurecer consolida o material particulado em uma massa permeável.
8. Processo de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a composição de resina capaz de ser endurecida é levada a endurecer pelo calor da zona subterrânea.
9. Processo de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a composição de resina capaz de ser endurecida é levada a endurecer por um agente de endurecimento incluído na composição.
10. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a mistura de material particulado inclui grãos de espuma de célula aberta que são introduzidos no anel entre a peneira de areia e o furo do poço, cujas grãos de espuma são uniformemente vedados no anel, sendo as células abertas dos grãos de espuma de um tamanho tal que impede que a areia não-consolidada entre nas células, mas que permite que fluidos produzidos possam fluir através das mesmas.
11. Processo de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que os grãos de espuma de célula aberta solidificadas são introduzidos no anel por um fluido transportador.
12. Processo de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o fluido transportador é selecionado a partir do grupo que consiste de salmouras de término de poço, uma espuma de nitrogênio aquosa e uma espuma de dióxido de carbono aquosa.
13. Processo de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que os grãos de espuma de célula aberta sólidas são revestidos com uma composição de resina capaz de ser endurecida, que ao endurecer consolida os grãos de espuma em uma massa permeável.
14. Processo de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a composição de resina capaz de ser endurecida compreende uma resina orgânica, selecionada a partir do grupo que consiste de resinas novolac, resinas de poliepóxido, resinas de poliéster, resinas de fenol-aldeído, resinas de uréia-aldeído, resinas de fiirano e resinas de uretano.
15. Processo de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a composição de resina capaz de ser endurecida é levada a endurecer pelo calor da zona subterrânea.
16. Processo de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a composição de resina capaz de ser endurecida é levada a endurecer por um agente de endurecimento incluído na composição de resina.
17. Processo de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que as partículas sólidas, selecionadas a partir do grupo que consiste de areia graduada, grãos de cerâmica, grãos de plástico e grãos de vidro são introduzidas com a espuma de célula aberta no interior do anel entre a peneira e o furo do poço.
18. Processo de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que as partículas sólidas são areia graduada.
19. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações -1 ou 10, caracterizado pelo fato de que os grãos formadores de espuma, compreendem um material termoplástico e um agente de sopro.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/505,939 US6302207B1 (en) | 2000-02-15 | 2000-02-15 | Methods of completing unconsolidated subterranean producing zones |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BR0100543A BR0100543A (pt) | 2001-10-09 |
| BR0100543B1 true BR0100543B1 (pt) | 2011-09-20 |
Family
ID=24012499
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0100543-0A BR0100543B1 (pt) | 2000-02-15 | 2001-02-14 | processo de término de uma zona de produção subterránea contendo areias não-consolidadas penetradas por um furo de poço. |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6302207B1 (pt) |
| EP (1) | EP1126131B1 (pt) |
| AU (1) | AU770597B2 (pt) |
| BR (1) | BR0100543B1 (pt) |
| CA (1) | CA2336566C (pt) |
| DE (1) | DE60112342T2 (pt) |
| DK (1) | DK1126131T3 (pt) |
| MX (1) | MXPA01001661A (pt) |
| NO (1) | NO330445B1 (pt) |
Families Citing this family (69)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6644406B1 (en) | 2000-07-31 | 2003-11-11 | Mobil Oil Corporation | Fracturing different levels within a completion interval of a well |
| US6464007B1 (en) | 2000-08-22 | 2002-10-15 | Exxonmobil Oil Corporation | Method and well tool for gravel packing a long well interval using low viscosity fluids |
| US6588506B2 (en) | 2001-05-25 | 2003-07-08 | Exxonmobil Corporation | Method and apparatus for gravel packing a well |
| US6691780B2 (en) | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
| ATE433042T1 (de) * | 2002-08-23 | 2009-06-15 | Baker Hughes Inc | Selbstgeformter bohrlochfilter |
| US7644773B2 (en) * | 2002-08-23 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Self-conforming screen |
| US6832650B2 (en) * | 2002-09-11 | 2004-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing or preventing particulate flow-back in wells |
| US6776236B1 (en) | 2002-10-16 | 2004-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells in unconsolidated formations |
| WO2004094784A2 (en) * | 2003-03-31 | 2004-11-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | A wellbore apparatus and method for completion, production and injection |
| US7870898B2 (en) | 2003-03-31 | 2011-01-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Well flow control systems and methods |
| US6951250B2 (en) * | 2003-05-13 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well |
| US7013976B2 (en) * | 2003-06-25 | 2006-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for consolidating unconsolidated subterranean formations |
| US7066258B2 (en) * | 2003-07-08 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced-density proppants and methods of using reduced-density proppants to enhance their transport in well bores and fractures |
| 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 |
| US6973966B2 (en) | 2003-11-14 | 2005-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compressible darts and methods for using these darts in subterranean wells |
| CA2547007C (en) * | 2003-11-25 | 2008-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Swelling layer inflatable |
| US20050173116A1 (en) | 2004-02-10 | 2005-08-11 | Nguyen Philip D. | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back |
| US7211547B2 (en) | 2004-03-03 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications |
| US7299875B2 (en) | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
| US7255169B2 (en) * | 2004-09-09 | 2007-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high porosity propped fractures |
| 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 |
| 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 |
| US20060167133A1 (en) * | 2005-01-24 | 2006-07-27 | Jan Gromsveld | Sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole |
| US8703659B2 (en) * | 2005-01-24 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole |
| US7673686B2 (en) | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
| US7318474B2 (en) | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
| US7506686B2 (en) | 2005-11-01 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diverter plugs for use in well bores and associated methods of use |
| US7350578B2 (en) | 2005-11-01 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diverter plugs for use in well bores and associated methods 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 |
| CN101148979B (zh) * | 2006-09-18 | 2012-03-28 | 袁新 | 一种制造树脂涂覆砂的新方法 |
| US7665520B2 (en) | 2006-12-22 | 2010-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple bottom plugs for cementing operations |
| US7559363B2 (en) | 2007-01-05 | 2009-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wiper darts for subterranean operations |
| US7730950B2 (en) | 2007-01-19 | 2010-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability |
| US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
| US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
| US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
| US8490699B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
| US8490698B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
| US7789146B2 (en) * | 2007-07-25 | 2010-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage gravel packing |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US8245778B2 (en) * | 2007-10-16 | 2012-08-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid control apparatus and methods for production and injection wells |
| US7703520B2 (en) * | 2008-01-08 | 2010-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and associated methods |
| US7712529B2 (en) * | 2008-01-08 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7866383B2 (en) * | 2008-08-29 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7841409B2 (en) * | 2008-08-29 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7814973B2 (en) * | 2008-08-29 | 2010-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| WO2010050991A1 (en) | 2008-11-03 | 2010-05-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Well flow control systems and methods |
| US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
| US8662172B2 (en) * | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
| US8851174B2 (en) * | 2010-05-20 | 2014-10-07 | Clearwater International Llc | Foam resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
| US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
| US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
| US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| EA025464B1 (ru) | 2011-10-12 | 2016-12-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Фильтрующее текучую среду устройство для ствола скважины и способ заканчивания ствола скважины |
| US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| US9677386B2 (en) | 2013-02-28 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing weakly consolidated subterranean formation intervals |
| CA2899792C (en) | 2013-03-15 | 2018-01-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Sand control screen having improved reliability |
| US9638013B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-05-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and methods for well control |
| US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
| US9828543B2 (en) | 2014-11-19 | 2017-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions of and methods for using hydraulic fracturing fluid for petroleum production |
| US10465484B2 (en) * | 2017-06-23 | 2019-11-05 | Saudi Arabian Oil Company | Gravel packing system and method |
| US11473000B2 (en) * | 2018-12-07 | 2022-10-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Insulating fluids containing porous media |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2207334A (en) * | 1939-03-20 | 1940-07-09 | Union Oil Co | Method and apparatus for placing a filter body in a well |
| US3587741A (en) * | 1969-09-15 | 1971-06-28 | Earl Martin Casey | Hydraulic formation packing |
| US3722591A (en) * | 1971-04-12 | 1973-03-27 | Continental Oil Co | Method for insulating and lining a borehole in permafrost |
| US3782466A (en) * | 1972-07-19 | 1974-01-01 | Shell Oil Co | Bonding casing with syntactic epoxy resin |
| US3826310A (en) * | 1973-01-18 | 1974-07-30 | Shell Oil Co | Plug-displaced sandpacking process |
| US4438815A (en) * | 1981-11-23 | 1984-03-27 | Chevron Research Company | Foam gravel packing |
| CA1210688A (en) * | 1984-09-10 | 1986-09-02 | Jim Jackson | Bore hole plug |
| US4614754A (en) * | 1984-09-21 | 1986-09-30 | Basf Corporation | Rigid polyurethane foams with constant or slightly decreasing strain with an increasing stress in compression |
| US4628993A (en) * | 1985-07-19 | 1986-12-16 | Halliburton Company | Foam gravel packer |
| US4741844A (en) * | 1986-08-04 | 1988-05-03 | Amoco Corporation | Liquid composition and method of use for producing a foamed stimulation fluid for oil and gas wells |
| US4920153A (en) | 1987-06-12 | 1990-04-24 | General Electric Company | Expandable thermoplastic resin beads |
| US5058676A (en) * | 1989-10-30 | 1991-10-22 | Halliburton Company | Method for setting well casing using a resin coated particulate |
| DE4416862A1 (de) | 1994-05-13 | 1996-02-22 | Basf Ag | Expandierbare Styrolpolymerisate |
| US5605937A (en) | 1994-09-30 | 1997-02-25 | Knaus; Dennis A. | Moldable thermoplastic polymer foam beads |
| US5775425A (en) * | 1995-03-29 | 1998-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
| US5669445A (en) | 1996-05-20 | 1997-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well gravel pack formation method |
| US5783611A (en) | 1996-05-24 | 1998-07-21 | Millennium Petrochemicals Inc. | Composition and process for rotational molding foamed articles |
| US6003600A (en) * | 1997-10-16 | 1999-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells in unconsolidated subterranean zones |
| AU738914C (en) * | 1997-10-16 | 2002-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for completing wells in unconsolidated subterranean zones |
| US6016870A (en) * | 1998-06-11 | 2000-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for consolidating unconsolidated subterranean zones |
| US5996693A (en) * | 1998-09-15 | 1999-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for cementing pipe in well bores |
-
2000
- 2000-02-15 US US09/505,939 patent/US6302207B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-02-09 DE DE60112342T patent/DE60112342T2/de not_active Expired - Fee Related
- 2001-02-09 AU AU18406/01A patent/AU770597B2/en not_active Ceased
- 2001-02-09 EP EP01301161A patent/EP1126131B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-02-09 DK DK01301161T patent/DK1126131T3/da active
- 2001-02-13 NO NO20010729A patent/NO330445B1/no not_active IP Right Cessation
- 2001-02-14 BR BRPI0100543-0A patent/BR0100543B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-02-14 CA CA002336566A patent/CA2336566C/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-02-14 MX MXPA01001661A patent/MXPA01001661A/es active IP Right Grant
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO330445B1 (no) | 2011-04-18 |
| AU1840601A (en) | 2001-08-16 |
| NO20010729D0 (no) | 2001-02-13 |
| BR0100543A (pt) | 2001-10-09 |
| AU770597B2 (en) | 2004-02-26 |
| DK1126131T3 (da) | 2005-10-03 |
| US6302207B1 (en) | 2001-10-16 |
| NO20010729L (no) | 2001-08-16 |
| CA2336566C (en) | 2008-07-22 |
| DE60112342D1 (de) | 2005-09-08 |
| CA2336566A1 (en) | 2001-08-15 |
| DE60112342T2 (de) | 2006-06-01 |
| MXPA01001661A (es) | 2002-08-20 |
| EP1126131A1 (en) | 2001-08-22 |
| EP1126131B1 (en) | 2005-08-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BR0100543B1 (pt) | processo de término de uma zona de produção subterránea contendo areias não-consolidadas penetradas por um furo de poço. | |
| US4875525A (en) | Consolidated proppant pack for producing formations | |
| EP1331357B1 (en) | Method of forming permeable sand screens in well bores | |
| US6003600A (en) | Methods of completing wells in unconsolidated subterranean zones | |
| US7741247B2 (en) | Methods and compositions for sealing fractures, voids, and pores of subterranean rock formations | |
| US5339902A (en) | Well cementing using permeable cement | |
| US5492178A (en) | Well treating methods and devices using particulate blends | |
| US3815680A (en) | Method for fracturing and propping unconsolidated and dilatant subterranean formations | |
| US4964465A (en) | Method employing liquidized sand for controlling lost circulation of drilling fluids | |
| US20080045421A1 (en) | Adaptive Cementitious Composites for Well Completions | |
| US20110214870A1 (en) | Lost circulation composition | |
| CA2206283A1 (en) | Formulation for creating a pliable resin plug | |
| JP6532432B2 (ja) | 坑を掘削し、補修し、止水しまたは埋立てる方法及び添加剤が充填された容器 | |
| BRPI0614528A2 (pt) | método para formar obturações em uma pluralidade de perfurações em um revestimento de um furo de poço | |
| MXPA04012322A (es) | Metodo para consolidar formaciones o par formar entubamiento quimico o ambos mientras se barrena. | |
| US3621915A (en) | Method for forming a consolidated gravel pack in a well borehole | |
| US11499087B2 (en) | Thermally responsive lost circulation materials | |
| CA1072877A (en) | Method for forming a non-dissoluble sand control pack and a sand control pack made thereby | |
| RU2322569C2 (ru) | Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине | |
| RU2322581C2 (ru) | Способ крепления призабойной зоны скважины | |
| WO2009078744A1 (en) | Additive for preventing proppant flowback from hydraulic fractures | |
| SU1283402A1 (ru) | Способ упрочнени горных пород | |
| CN115029114A (zh) | 适用于高含水油藏的堵水压裂裂缝转向剂及其制备方法 | |
| CA1065247A (en) | Method for sealing a permeable subterranean formation | |
| JPS62501432A (ja) | 土層中の液体含量に影響を及ぼすかまたは変えるための方法と装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
| B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 20/09/2011, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. |
|
| B21F | Lapse acc. art. 78, item iv - on non-payment of the annual fees in time |
Free format text: REFERENTE A 17A ANUIDADE. |
|
| B24J | Lapse because of non-payment of annual fees (definitively: art 78 iv lpi, resolution 113/2013 art. 12) |