DE112019007929T5

DE112019007929T5 - Kavitation polymerhaltiger Flüssigkeiten zur Verwendung in unterirdischen Formationen

Info

Publication number: DE112019007929T5
Application number: DE112019007929.8T
Authority: DE
Inventors: Preston Andrew May; William Walter Shumway; Dale Jamison
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Current assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2019-12-04
Filing date: 2019-12-05
Publication date: 2022-11-03
Also published as: WO2021112853A1; US20210171825A1; CA3152813A1; AU2019477004A1; GB2603396B; US11279870B2; GB202205061D0; GB2603396A; CA3152813C

Abstract

Es werden Verfahren zum Brechen von polymerhaltigen Behandlungsflüssigkeiten zur Verwendung in unterirdischen Formationen bereitgestellt. In einer oder mehreren Ausführungsformen beinhalten die Verfahren das Bereitstellen einer Behandlungsflüssigkeit, die eine Basisflüssigkeit und ein Polymer umfasst, wobei die Behandlungsflüssigkeit aus mindestens einem Teil einer unterirdischen Formation gewonnen wurde, die sich an einer Bohrstelle befindet; Transportieren der Behandlungsflüssigkeit von der Bohrstelle zu einem externen bzw. sich außerhalb der Bohrstelle befindenden Standort; und Anwenden einer Kavitationstechnik auf mindestens einen Teil der Behandlungsflüssigkeit an dem externen bzw. sich außerhalb der Bohrstelle befindenden Standort.

Description

Querverweis zu verwandten Anmeldungen
Die vorliegende Anmeldung beansprucht die Priorität der nicht vorläufigen US-Anmeldung mit der Seriennummer 16/703,804, eingereicht am 4. Dezember 2019, die hierin durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen ist.
HINTERGRUND
Die vorliegende Offenbarung betrifft Verfahren zum Brechen polymerhaltiger Behandlungsflüssigkeiten zur Verwendung in unterirdischen Formationen.
Behandlungsflüssigkeiten können in einer Vielzahl von unterirdischen Behandlungsvorgängen verwendet werden. Wie hierin verwendet, beziehen sich die Begriffe „behandelt“, „Behandlung“, „behandeln“ und grammatikalische Äquivalente davon auf jeden unterirdischen Vorgang, der eine Flüssigkeit in Verbindung mit dem Erreichen einer gewünschten Funktion und/oder für einen gewünschten Zweck verwendet. Die Verwendung dieser Begriffe impliziert keine besondere Aktion der Behandlungsflüssigkeit. Veranschaulichende Behandlungsvorgänge können beispielsweise Bohren, Brechen, Abschluss und dergleichen umfassen.
Zum Beispiel wird beim Bohren einer Öl- oder Gasquelle eine Bohrspülung (oder Bohrschlamm) während der Bohrvorgänge typischerweise zu einem Bohrmeißel gepumpt und durch einen zwischen einem Bohrstrang und den Wänden des Bohrlochs definierten Ringraum zurück an die Oberfläche gepumpt. Bohrspülungen enthalten oft Viskositätsverbesserer, um beispielsweise die Fähigkeit der Bohrspülung zu verbessern, um Schnittgut aus dem Bohrloch zu entfernen und Schnittgut auszusetzen.
Drill-In-Flüssigkeiten (Einbohrflüssigkeiten) sind speziell zum Bohren durch einen unterirdischen Kohlenwasserstoff-Reservoirteil eines Bohrlochs ausgelegt. Solche Flüssigkeiten werden im Allgemeinen formuliert, um Formationsschäden zu minimieren und die Produktion der durch das Bohren freigelegten Zonen zu maximieren. Wie Bohrspülungen umfassen Drill-In-Flüssigkeiten im Allgemeinen Polymere zum Bereitstellen von Viskosität, Suspension und Kontrolle des Flüssigkeitsverlusts.
Viele Polymere, die in Bohrspülungen, Drill-In-Flüssigkeiten (Einbohrflüssigkeiten) und anderen unterirdischen Behandlungsflüssigkeiten verwendet werden, wurden so konstruiert, dass sie unter den extremen Bedingungen unterirdischer Formationen, wie beispielsweise hohen Temperaturen und hohen Drücken, stabil sind. Nachdem die gewünschte Aufbringung einer Behandlungsflüssigkeit erreicht wurde, ist es oft wünschenswert, die Viskosität der Flüssigkeit zu verringern. Das Verringern der Viskosität einer Flüssigkeit kann als „Brechen“ der Flüssigkeit bezeichnet werden. Das Brechen von Flüssigkeiten wurde unter Verwendung chemischer Brecher erreicht. Die robuste Natur der Polymere, die typischerweise in Hochtemperatur-Bohr- und Drill-In-Flüssigkeiten (Einbohrflüssigkeiten) verwendet werden, kann jedoch mit bestimmten chemischen Brechern schwer zu brechen sein, insbesondere an der Oberfläche bei relativ niedrigen Temperaturen und Drücken.
Figurenliste
Diese Zeichnungen veranschaulichen bestimmte Aspekte einiger der Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung und sollten nicht verwendet werden, um die Ansprüche einzuschränken oder zu definieren.

1 ist ein Diagramm, das ein Beispiel einer Bohranordnung veranschaulicht, die gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung verwendet werden kann.
2 ist ein Diagramm, das ein Beispiel eines Flüssigkeit-Verarbeitungsvorgangs veranschaulicht, der gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung verwendet werden kann.

Obwohl Ausführungsformen dieser Offenbarung dargestellt wurden, implizieren solche Ausführungsformen keine Einschränkung der Offenbarung, und eine solche Einschränkung sollte nicht abgeleitet werden. Der offenbarte Gegenstand ist zu beträchtlichen Modifikationen, Änderungen und Äquivalenten in Form und Funktion fähig, wie es dem Durchschnittsfachmann auf dem einschlägigen Gebiet und dem Nutzen dieser Offenbarung einfallen wird. Die abgebildeten und beschriebenen Ausführungsformen dieser Offenbarung sind nur Beispiele und erschöpfen den Umfang der Offenbarung nicht.
BESCHREIBUNG BESTIMMTER AUSFÜHRUNGSFORMEN
Anschauliche Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung werden hier im Detail beschrieben. Der Übersichtlichkeit halber können in dieser Beschreibung nicht alle Merkmale einer tatsächlichen Implementierung beschrieben werden. Es versteht sich natürlich, dass bei der Entwicklung einer solchen tatsächlichen Ausführungsform zahlreiche implementierungsspezifische Entscheidungen getroffen werden können, um die spezifischen Implementierungsziele zu erreichen, die von einer Implementierung zur anderen variieren können. Darüber hinaus versteht es sich, dass solch ein Entwicklungsaufwand komplex und zeitaufwendig sein kann, aber dennoch ein Routineunterfangen für den Durchschnittsfachmann wäre, der den Nutzen der vorliegenden Offenbarung hat.
Die vorliegende Offenbarung betrifft Verfahren zum Brechen polymerhaltiger Behandlungsflüssigkeiten zur Verwendung in unterirdischen Formationen. Genauer gesagt stellt die vorliegende Offenbarung Verfahren zum Brechen polymerhaltiger Behandlungsflüssigkeiten zur Verwendung in unterirdischen Formationen unter Verwendung von Kavitation bereit, um die Basisflüssigkeiten der Behandlungsflüssigkeiten zurückzugewinnen oder zu recyceln. In bestimmten Ausführungsformen beinhalten die Verfahren der vorliegenden Offenbarung das Bereitstellen einer Behandlungsflüssigkeit, die eine Basisflüssigkeit und mindestens ein Polymer umfasst, und das Kavitieren mindestens eines Teils der Behandlungsflüssigkeit mit einer oder mehreren Kavitationsvorrichtungen, um die Viskosität und/oder Suspensionseigenschaften der Behandlungsflüssigkeit zumindest teilweise zu verringern. In einigen Ausführungsformen kann die Behandlungsflüssigkeit auch mindestens einen Feststoff umfassen (z.B. darin suspendiert sein), wie beispielsweise ein Brückenbildungsmittel. In bestimmten Ausführungsformen können die in den Verfahren der vorliegenden Offenbarung verwendeten Behandlungsflüssigkeiten verwendet werden oder verwendet worden sein, um eine unterirdische Formation (z.B. als Bohrflüssigkeit oder Drill-In-Flüssigkeit) vor der Kavitation zu behandeln. In bestimmten Ausführungsformen können die in den Verfahren der vorliegenden Offenbarung verwendeten Behandlungsflüssigkeiten vor der Kavitation aus mindestens einem Teil der unterirdischen Formation entfernt werden. In bestimmten Ausführungsformen können die Verfahren der vorliegenden Offenbarung auch das Anwenden einer Trenn- oder Entfernungstechnik auf die Behandlungsflüssigkeit umfassen, um die Basisflüssigkeit der Behandlungsflüssigkeit im Wesentlichen von den anderen Komponenten der Behandlungsflüssigkeit (z.B. Feststoffteilchen) zu trennen.
Der Durchschnittsfachmann, der den Vorteil der vorliegenden Offenbarung hat, wird die Arten von Behandlungsflüssigkeiten erkennen, die eine Basisflüssigkeit und ein oder mehrere hierin offenbarte Polymere umfassen, die gemäß den Verfahren der vorliegenden Offenbarung verwendet werden können. Beispiele für solche Behandlungsflüssigkeiten umfassen Drill-In-Flüssigkeiten, Bohrspülungen, Abschlussflüssigkeiten, Aufarbeitungsflüssigkeiten, Frakturflüssigkeiten, ansäuernde Flüssigkeiten, Suspensionsflüssigkeiten, Brecherflüssigkeiten, Packerflüssigkeiten, Messungsflüssigkeiten, Abstandsflüssigkeiten, Übergangsflüssigkeiten und dergleichen. In bestimmten Ausführungsformen können die Behandlungsflüssigkeiten der vorliegenden Offenbarung eine beliebige Basisflüssigkeit umfassen, die in der Technik bekannt ist, einschließlich wässriger Basisflüssigkeiten, nichtwässriger Basisflüssigkeiten und beliebige Kombinationen davon. Der Begriff „Basisflüssigkeit“ bezieht sich auf die Hauptkomponente der Flüssigkeit (im Gegensatz zu darin gelösten und/oder suspendierten Komponenten) und gibt keinen besonderen Zustand oder eine bestimmte Eigenschaft dieser Flüssigkeiten an, wie z.B. Masse, Menge, pH usw. Beispiele für nichtwässrige Flüssigkeiten, die zur Verwendung in den Verfahren und Systemen der vorliegenden Offenbarung geeignet sein können, umfassen Öle, Kohlenwasserstoffe, organische Flüssigkeiten und dergleichen, sind aber nicht darauf beschränkt. In bestimmten Ausführungsformen kann die Basisflüssigkeit eine Öl-in-Wasser-Emulsion oder eine Wasser-in-ÖI-Emulsion sein. Solche Flüssigkeiten auf wässriger Basis können Süßwasser, Salzwasser (z.B. Wasser, das ein oder mehrere darin gelöste Salze enthält), Salzlösung (z.B. gesättigtes Salzwasser), Meerwasser oder eine beliebige Kombination davon umfassen. In einigen Ausführungsformen können die wässrigen Basisflüssigkeiten eine oder mehrere ionische Spezies umfassen, wie beispielsweise solche, die durch in Wasser gelöste Salze gebildet werden. Zum Beispiel kann Meerwasser und/oder gefördertes Wasser eine Vielzahl von darin gelösten zweiwertigen kationischen Spezies enthalten. Die ionische Spezies kann jede geeignete ionische Spezies sein, die im Fachgebiet bekannt ist. In bestimmten Ausführungsformen kann die ionische Spezies ein oder mehrere Salze sein, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: Natriumchlorid, Natriumbromid, Natriumiodid, Natriumacetat, Natriumformiat, Natriumcitrat, Kaliumchlorid, Kaliumformiat, Kaliumiodid, Kaliumbromid, Calciumchlorid, Calciumnitrat, Calciumbromid, Calciumiodid, Magnesiumchlorid, Magnesiumbromid, Magnesiumsulfat, Cäsiumformiat, Zinkchlorid, Zinkbromid, Zinkiodid und einer beliebigen Kombination davon. In bestimmten Ausführungsformen kann die Dichte der wässrigen Basisflüssigkeit eingestellt werden, um unter anderem einen zusätzlichen Partikeltransport und eine zusätzliche Suspension bereitzustellen. In bestimmten Ausführungsformen kann der pH-Wert der wässrigen Basisflüssigkeit (z.B. durch einen Puffer oder ein anderes pH-einstellendes Mittel) auf ein spezifisches Niveau eingestellt werden, das unter anderem von den Arten von Tonen, Säuren und anderen Zusatzstoffen abhängen kann in der Flüssigkeit enthalten. Ein Durchschnittsfachmann mit dem Vorteil dieser Offenbarung wird erkennen, wann solche Dichte- und/oder pH-Einstellungen angemessen sind.
In bestimmten Ausführungsformen können die Behandlungsflüssigkeiten der vorliegenden Offenbarung ein oder mehrere Polymere umfassen. In bestimmten Ausführungsformen können die Polymere, die in den Verfahren der vorliegenden Offenbarung verwendet werden, ein Molekulargewicht von gleich oder größer als etwa 30.000 g/mol aufweisen. Die Polymere, die zur Verwendung in den Behandlungsflüssigkeiten und -verfahren der vorliegenden Offenbarung geeignet sein können, umfassen jedes Polymer, das in der Lage ist, die Viskosität, Suspension und/oder Filtrationssteuerung einer Flüssigkeit zu erhöhen. In bestimmten Ausführungsformen können die Polymere, die in den Behandlungsflüssigkeiten der vorliegenden Offenbarung verwendet werden, ein natürlich vorkommendes Polymer (oder davon abgeleitet), ein synthetisches Polymer und/oder Kombinationen davon sein. Beispiele für Polymere, die zur Verwendung in den Behandlungsflüssigkeiten und Verfahren der vorliegenden Offenbarung geeignet sein können, umfassen, sind aber nicht beschränkt auf Guar, Guar-Derivate (z.B. Hydroxyethyl-Guar, Hydroxypropyl-Guar, Carboxymethyl-Guar, Carboxymethylhydroxyethyl-Guar undCarboxymethylhydroxypropyl-Guar („CMHPG“)), Zellulose, Zellulosederivate (z.B. Hydroxyethylzellulose, Carboxyethylzellulose, Carboxymethylzellulose und Carboxymethylhydroxyethylzellulose), Biopolymere (z.B. Xanthan, Scleroglucan, Diutan, Welangummi, Alginat usw.), Stärken, Stärkederivate (z.B. Carboxymethylstärke), Poly(Styrol-Butadien), Poly(Styrol-Acrylat), Poly(Styrol-Sulfonat), Polyethylen, Polypropylen, Polyethylenglykol, Polypropylenglykol, Polyvinylalkohol, Polyvinylchlorid, Polymilchsäure, Polyacrylamid, Polyvinylpyrrolidon, Poly(2 -Acrylamido-2-methyl-1-propansulfonsäure), Polyacrylat, teilverseiftes Polyacrylat, Polysulfon (PSU), Poly(ethersulfon) (PES), Polyetherimi de (PEI), Poly(phenylensulfid) (PPS), Polyetheretherketon (PEEK), Polyetherketone (PEK), Fluorpolymere, Polyethylenglykol, Polypropylenglykol, beliebige Homopolymere davon, beliebige Copolymere davon, beliebige Tetrapolymere davon, beliebige vernetzte Versionen davon und/oder Kombinationen davon. Beispiele für Polymere, die zur Verwendung in den Behandlungsflüssigkeiten und Verfahren der vorliegenden Offenbarung geeignet sein können, umfassen ein Xanthanpolymer, das im Handel von Halliburton Energy Services, Inc., Houston, Texas, unter dem Handelsnamen „N-VIS®“ erhältlich ist; ein Hydroxyethylcellulose-Polymer, das im Handel von Halliburton Energy Services, Inc., Houston, Texas, unter dem Handelsnamen „LIQUI-VIS® EP“ erhältlich ist; und ein vernetztes Stärkepolymer, das im Handel von Halliburton Energy Services, Inc., Houston, Texas, unter dem Handelsnamen „N-DRIL™ HT PLUS™“ erhältlich ist. In bestimmten Ausführungsformen können die Polymere mit einem Vernetzungsmittel „vernetzt“ sein, um der Flüssigkeit unter anderem verbesserte Viskositäts- und/oder Suspensionseigenschaften zu verleihen.
In bestimmten Ausführungsformen können andere Brechtechniken (wie das Anwenden von Wärme oder das Hinzufügen eines chemischen Brechers) die Polymere, die in den Behandlungsflüssigkeiten und Verfahren der vorliegenden Offenbarung verwendet werden, nicht wesentlich brechen. In bestimmten Ausführungsformen können die Polymere, die in den Verfahren der vorliegenden Offenbarung verwendet werden, Temperaturen über etwa 350°F über 30 Tage hinweg widerstehen, ohne im Wesentlichen zu brechen. Wie hierin verwendet, bedeutet der Begriff „im Wesentlichen“, dass mindestens ungefähr 50 %, 60 %, 70 %, 80 %, 90 %, 95 %, 96 %, 97 %, 98 %, 99 %, 99,5 %, 99,9 %, 99,99 %, alternativ mindestens etwa 99,999 % oder mehr, des Polymers ungebrochen bleiben. Beispiele für solche Polymere, die bei erhöhter Temperatur und/oder unter Verwendung von chemischen Brechern nicht wesentlich brechen, umfassen, sind aber nicht beschränkt auf, Poly(styrol-Acrylat), Poly(Styrol-Sulfonat), Polyethylen, Polypropylen, Polyethylenglykol, Polypropylenglykol, Polyvinylalkohol, Polyvinylchlorid, Polyvinylpyrrolidon, Poly(2-acrylamido-2-methyl-1-propansulfonsäure), Polyacrylat, teilverseiftes Polyacrylat, Polysulfon (PSU), Poly(ethersulfon) (PES), Polyetherimid (PEI), Poly(phenylensulfid) (PPS), Polyetheretherketon (PEEK), Polyetherketone (PEK), Fluorpolymere, jedes Derivat davon und jede Kombination davon. Somit kann in bestimmten Ausführungsformen eine Kavitation erforderlich sein, um diese Polymere zu brechen.
Die Polymere können in jeder Menge enthalten sein, die ausreicht, um der Flüssigkeit die gewünschten Viskositäts-, Suspensions- und/oder Filtrationssteuereigenschaften zu verleihen. In bestimmten Ausführungsformen können das eine oder die mehreren Polymere in einer Menge von etwa 0,1 Pfund pro Barrel (Ib/bbl) der Behandlungsflüssigkeit bis etwa 20 Ib/bbl der Behandlungsflüssigkeit enthalten sein. In anderen Ausführungsformen können das eine oder die mehreren Polymere in einer Menge von etwa 1 Ib/bbl der Behandlungsflüssigkeit bis etwa 15 Ib/bbl der Behandlungsflüssigkeit enthalten sein. In anderen Ausführungsformen können das eine oder die mehreren Polymere in einer Menge von etwa 2 Ib/bbl der Behandlungsflüssigkeit bis etwa 10 Ib/bbl der Behandlungsflüssigkeit enthalten sein. In anderen Ausführungsformen können das eine oder die mehreren Polymere in einer Menge von etwa 0,5 Ib/bbl der Behandlungsflüssigkeit bis etwa 5 Ib/bbl der Behandlungsflüssigkeit enthalten sein. In anderen Ausführungsformen können das eine oder die mehreren Polymere in einer Menge von etwa 1 Ib/bbl der Behandlungsflüssigkeit bis etwa 8 Ib/bbl der Behandlungsflüssigkeit enthalten sein.
In anderen Ausführungsformen können das eine oder die mehreren Polymere in einer Menge von weniger als etwa 20 Ib/bbl enthalten sein. In anderen Ausführungsformen können das eine oder die mehreren Polymere in einer Menge von weniger als etwa 15 Ib/bbl enthalten sein. In anderen Ausführungsformen können das eine oder die mehreren Polymere in einer Menge von weniger als etwa 12 Ib/bbl enthalten sein. In anderen Ausführungsformen können das eine oder die mehreren Polymere in einer Menge von weniger als etwa 10 Ib/bbl enthalten sein. In anderen Ausführungsformen können das eine oder die mehreren Polymere in einer Menge von weniger als etwa 8 Ib/bbl enthalten sein.
In bestimmten Ausführungsformen können die Behandlungsflüssigkeiten der vorliegenden Offenbarung ein oder mehrere verlorene Zirkulationsmaterialien oder Überbrückungsmittel umfassen. In bestimmten Ausführungsformen können verlorene Zirkulationsmaterialien oder Brückenmittel BARACARB®-Partikel (gemahlener Marmor, erhältlich von Halliburton Energy Services, Inc.) umfassen, sind aber nicht darauf beschränkt, einschließlich BARACARB@ 5, BARACARB@ 25, BARACARB@ 50, BARACARB@ 150, BARACARB@ 600, BARACARB@ 1200; STEELSEAL ® -Partikel (elastischer graphitischer Kohlenstoff, erhältlich von Halliburton Energy Services, Inc.) einschließlich STEELSEAL ® -Pulver, STEELSEAL ® 50, STEELSEAL ® 150, STEELSEAL ® 400 und STEELSEAL ® 1000; WALL-NUT ® -Partikel (gemahlene Walnussschalen, erhältlich von Halliburton Energy Services, Inc.) einschließlich WALL-NUT ® M, WALL-NUT ® grob, WALL-NUT ® mittel und WALL-NUT ® fein; BARAPLUG® (Salzwasser nach Größe, erhältlich von Halliburton Energy Services, Inc.) einschließlich BARAPLUG® 20, BARAPLUG® 50 und BARAPLUG® 3/300; BARAFLAKE® (Calciumcarbonat und Polymere, erhältlich von Halliburton Energy Services, Inc.); säurelösliche verbrückende Feststoffe, einschließlich Magnesium- und Calciumcarbonat, Kalkstein, Marmor, Dolomit, Eisencarbonat, Eisenoxid, Calciumoxid, Magnesiumoxid, Perboratsalze und dergleichen; und jede Kombination davon.
In bestimmten Ausführungsformen können die Behandlungsflüssigkeiten der vorliegenden Offenbarung eine beliebige Anzahl von Zusatzstoffen enthalten. Beispiele für solche Zusatzstoffe umfassen, sind aber nicht beschränkt auf Salze, Tenside, Säuren, Ablenkmittel, Flüssigkeitsverlustkontroll-Zusatzstoffe, Gas, Stickstoff, Kohlendioxid, Oberflächenmodifizierungsmittel, Klebrigmacher, Schäumer, Korrosionsinhibitoren, Kesselsteininhibitoren, Katalysatoren, Tonstabilisatoren, Schieferinhibitoren, Biozide, Reibungsreduzierer, Antischaummittel, zusätzliche Brückenmittel, Flockungsmittel, H₂S-Fänger, CO₂-Fänger, Sauerstofffänger, Schmiermittel, Kohlenwasserstoffe, zusätzliche Verdickungs-/Geliermittel, Brecher, Beschwerungsmittel, Modifikatoren der relativen Permeabilität, Harze, Benetzungsmittel, Beschichtungsverstärkungsmittel, Filterkuchenentfernungsmittel, Frostschutzmittel (z.B. Ethylenglykol), Partikel und dergleichen. Ein Fachmann wird mit Hilfe dieser Offenbarung die Arten von Zusatzstoffen erkennen, die in den Behandlungsflüssigkeiten der vorliegenden Offenbarung für eine bestimmte Anwendung enthalten sein können. In bestimmten Ausführungsformen können die in den Verfahren der vorliegenden Offenbarung verwendeten Behandlungsflüssigkeiten verwendet werden oder verwendet worden sein, um eine unterirdische Formation zu behandeln (z.B. als Bohrflüssigkeit oder „Drill-In“-Flüssigkeit).
Somit können die Behandlungsflüssigkeiten auch Feststoffteilchen enthalten, wie zum Beispiel verlorene Zirkulationsmaterialien, Überbrückungsmittel, feste Brecher, interne Brecher, Stützmittel, feste Alkalinitätskontrollmittel, Feststoffe aus der unterirdischen Formation (z.B. Gesteinsbrocken, die beim Bohren vom Bohrmeißel erzeugt werden) und jede Kombination davon. In bestimmten Ausführungsformen kann die Größe der Feststoffteilchen im Bereich von etwa 0,1 Mikrometer bis etwa 100 Mikrometer liegen. In anderen Ausführungsformen kann die Größe der Feststoffteilchen im Bereich von ungefähr 1 Mikrometer bis ungefähr 200 Mikrometer liegen. In anderen Ausführungsformen kann die Größe der Feststoffteilchen im Bereich von ungefähr 2 Mikrometer bis ungefähr 600 Mikrometer liegen. In anderen Ausführungsformen kann die Größe der Feststoffteilchen im Bereich von ungefähr 5 Mikrometer bis ungefähr 600 Mikrometer liegen. In anderen Ausführungsformen kann die Größe der Feststoffteilchen im Bereich von ungefähr 25 Mikrometer bis ungefähr 400 Mikrometer liegen. In anderen Ausführungsformen kann die Größe der Feststoffteilchen im Bereich von ungefähr 2 Mikrometer bis ungefähr 1200 Mikrometer liegen.
In bestimmten Ausführungsformen umfassen die Verfahren der vorliegenden Offenbarung das Anwenden einer Kavitationstechnik auf mindestens einen Teil der Behandlungsflüssigkeiten der vorliegenden Offenbarung. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das Anwenden einer Kavitationstechnik auf die Behandlungsflüssigkeiten die Bildung von Hohlräumen (z.B. „Blasen“ oder „Lücken“) in der Behandlungsflüssigkeit (z.B. direkte Kavitation) oder einer anderen Flüssigkeit in der Nähe der Behandlungsflüssigkeit verursachen (zB indirekte Kavitation), die kollabieren und eine Stoßwelle erzeugen können. In bestimmten Ausführungsformen kann die Stoßwelle ausreichend Energie aufweisen, um das Polymer zumindest teilweise zu brechen (z.B. durch Kettenspaltung). Somit kann das Anwenden einer Kavitationstechnik auf die Behandlungsflüssigkeiten der vorliegenden Offenbarung die Viskosität und/oder Suspensionseigenschaften der Behandlungsflüssigkeiten zumindest teilweise reduzieren, indem das Polymer in der Flüssigkeit zumindest teilweise „aufgebrochen“ wird.
In bestimmten Ausführungsformen kann die Behandlungsflüssigkeit eine Dichte von ungefähr 7 Ib/gal bis ungefähr 18 Ib/gal aufweisen, bevor die Kavitationstechnik auf die Flüssigkeit angewendet wird. In anderen Ausführungsformen kann die Behandlungsflüssigkeit eine Dichte von ungefähr 8 Ib/gal bis ungefähr 17 Ib/gal aufweisen, bevor die Kavitationstechnik auf die Flüssigkeit angewendet wird. In anderen Ausführungsformen kann die Behandlungsflüssigkeit eine Dichte von ungefähr 12 Ib/gal bis ungefähr 16 Ib/gal aufweisen, bevor die Kavitationstechnik auf die Flüssigkeit angewendet wird. In bestimmten Ausführungsformen ändert (erhöht oder verringert) das Anwenden einer Kavitationstechnik auf die Behandlungsflüssigkeit die Dichte der Flüssigkeit nicht wesentlich. In bestimmten Ausführungsformen ändert (erhöht oder verringert) das Anwenden einer Kavitationstechnik auf die Behandlungsflüssigkeit den Feuchtigkeitsgehalt der Flüssigkeit nicht wesentlich. In einigen Ausführungsformen konzentriert das Anwenden einer Kavitationstechnik auf die Behandlungsflüssigkeit die Behandlungsflüssigkeit nicht wesentlich. Wie hier verwendet, bezieht sich der Begriff „Feuchtigkeitsgehalt“ auf die Menge der Basisflüssigkeit in der Behandlungsflüssigkeit. Wie hierin verwendet, bedeutet der Begriff „im Wesentlichen“, dass die Dichte und/oder der Feuchtigkeitsgehalt der Flüssigkeit mindestens etwa 50 %, 60 %, 70 %, 80 %, 90 %, 95 %, 96 %, 97 % 98 %, 99 %, 99,5 %, 99,9 %, 99,99 %, alternativ mindestens etwa 99,999 % oder mehr des ursprünglichen Wertes bleibt. In bestimmten Ausführungsformen kann die Behandlungsflüssigkeit eine Dichte von ungefähr 7 Ib/gal bis ungefähr 18 Ib/gal haben, nachdem die Kavitationstechnik auf die Flüssigkeit angewendet wurde. In anderen Ausführungsformen kann die Behandlungsflüssigkeit eine Dichte von ungefähr 8 Ib/gal bis ungefähr 17 Ib/gal haben, nachdem die Kavitationstechnik auf die Flüssigkeit angewendet wurde. In anderen Ausführungsformen kann die Behandlungsflüssigkeit eine Dichte von ungefähr 12 Ib/gal bis ungefähr 16 Ib/gal haben, nachdem die Kavitationstechnik auf die Flüssigkeit angewendet wurde.
In bestimmten Ausführungsformen können eine oder mehrere Kavitationstechniken auf die Behandlungsflüssigkeiten der vorliegenden Offenbarung angewendet werden. Beispiele von Kavitationstechniken, die zur Verwendung in den Verfahren der vorliegenden Offenbarung geeignet sein können, umfassen, sind aber nicht beschränkt auf, hydrodynamische Kavitation, ultraschallinduzierte Kavitation (z.B. durch Beschallung) und jede Kombination davon. Beispiele für Kavitationsvorrichtungen, die zur Verwendung in den Verfahren der vorliegenden Offenbarung geeignet sein können, umfassen, sind aber nicht beschränkt auf hydrodynamische Kavitationsvorrichtungen, Kreiselpumpen, Marinenpropeller, Wasserturbinen, Ultraschallsonden, Ultraschallhörner, Ultraschallvibratoren, Ultraschallhomogenisatoren, Durchflussbeschallungsvorrichtungen und eine beliebige Kombination davon. Der Durchschnittsfachmann, der den Nutzen der vorliegenden Offenbarung hat, wird erkennen, dass solche Vorrichtungen modifiziert werden können, um Kavitation zu induzieren und/oder zu erhöhen, durch zum Beispiel enthaltend Verringern der Viskosität der Flüssigkeit (z.B. mit Chemikalien und/oder Hitze), Hinzufügen von Niederdruckbereichen zu der Kavitationsvorrichtung (z.B. in der Nähe von Laufrädern oder Propellern), Erhöhen des Drucks in der Kavitationsvorrichtung, Erhöhen der Durchflussrate der Behandlungsflüssigkeit durch die Vorrichtung und/oder der Geschwindigkeit der Vorrichtung und jede Kombination davon. Der Durchschnittsfachmann, der von der vorliegenden Offenbarung profitiert, wird andere Kavitationstechniken und -vorrichtungen erkennen, die gemäß den Verfahren der vorliegenden Offenbarung verwendet werden können. In bestimmten Ausführungsformen können mehrere Kavitationstechniken (entweder die gleichen oder verschiedene) parallel oder in Reihe auf die Flüssigkeit angewendet werden.
In bestimmten Ausführungsformen können zusätzlich zum Kavitieren der Flüssigkeit auch zusätzliche Verfahren zum Reduzieren der Viskosität der Behandlungsflüssigkeit verwendet werden. Solche zusätzlichen Verfahren umfassen, ohne darauf beschränkt zu sein, das Anwenden von Druck und/oder Wärme auf die Behandlungsflüssigkeit und das Hinzufügen von chemischen Brechern zur Behandlungsflüssigkeit. In solchen Ausführungsformen können chemische Brecher vor, nach und/oder während der Kavitation hinzugefügt werden. In einigen Ausführungsformen kann der chemische Spalter beim ausreichenden Brechen der Polymere in der Behandlungsflüssigkeit allein unwirksam sein. Es kann jedoch beim Aufbrechen der Polymere in der Behandlungsflüssigkeit vor, nach und/oder während der Kavitation helfen. In einigen Ausführungsformen kann die Kavitation den Chemikalienbrecher effektiver machen. In einigen Ausführungsformen kann der Chemikalienbrecher die Kavitation nicht beeinträchtigen oder behindern. In bestimmten Ausführungsformen kann die Kavitation der Behandlungsflüssigkeit bei Umgebungstemperatur und/oder -druck durchgeführt werden. In bestimmten Ausführungsformen können der Flüssigkeit andere Chemikalien zugesetzt werden, um die Kavitation der Flüssigkeit zu unterstützen (z.B. durch chemische Oxidation). Beispiele für solche Chemikalien umfassen Ozon, Kohlendioxid, Sauerstoff, Peroxide (z.B. Wasserstoffperoxid), Salpetersäure, Schwefelsäure, Peroxydischwefelsäure, Peroxymonoschwefelsäure, Chlorit, Chlorat, Perchlorat, Hypochlorit, Pyridiniumchlorchromat, Permanganatverbindungen, Perboratverbindungen, salpetrig Oxid, Stickstoffdioxid, Kaliumnitrat und eine beliebige Kombination davon. In bestimmten Ausführungsformen verwenden die Verfahren der vorliegenden Offenbarung kein Ozon, Kohlendioxid und/oder chemische Oxidation in Verbindung mit der Kavitationstechnik. In bestimmten Ausführungsformen wird der Flüssigkeit vor oder während der Kavitation kein Ozon und/oder Kohlendioxid zugesetzt.
In bestimmten Ausführungsformen kann die Behandlungsflüssigkeit ausreichend lange kavitiert (z.B. einer oder mehreren Kavitationstechniken ausgesetzt) werden, um eine Kavitation der Behandlungsflüssigkeit zu bewirken und/oder eine gewünschte Verringerung der Viskosität und/oder Suspensionseigenschaften der Behandlungsflüssigkeit zu erreichen. In bestimmten Ausführungsformen kann die Behandlungsflüssigkeit für eine Zeit im Bereich von ungefähr 1 Sekunde bis ungefähr 10 Minuten kavitiert werden. In anderen Ausführungsformen kann die Behandlungsflüssigkeit für einen Zeitraum von mehr als etwa 10 Minuten kavitiert werden. Fachleute auf dem Gebiet, die den Nutzen der vorliegenden Offenbarung haben, werden erkennen, dass die Verweilzeit für ein gegebenes Volumen der Behandlungsflüssigkeit in der Durchfluss-Kavitationsvorrichtung von der Durchflussrate der Flüssigkeit diktiert wird. Fachleute auf dem Gebiet, die von der vorliegenden Offenbarung profitieren, werden erkennen, dass jedes Volumen von Behandlungsflüssigkeit unter Verwendung der Verfahren der vorliegenden Offenbarung kavitiert werden kann und dass die Verweilzeit in einer kavitierten Vorrichtung durch das Volumen der Flüssigkeit beeinflusst werden kann.
In bestimmten Ausführungsformen können die Behandlungsflüssigkeiten gekühlt werden, während die Kavitationstechnik angewendet wird, um zumindest einen Teil der während der Kavitation erzeugten Wärme abzuschwächen. In bestimmten Ausführungsformen kann es den Behandlungsflüssigkeiten ermöglicht werden, nach Anwenden der Kavitationstechnik für einen bestimmten Zeitraum statisch zu sitzen, um unter anderem zu ermöglichen, dass die Verringerung der Viskosität und/oder der Suspensionseigenschaften der Flüssigkeit auftritt und/oder um zu ermöglichen, dass sich die Komponenten in der Flüssigkeit (z.B. Brückenbildungsmittel) absetzen und/oder sich von der Grundflüssigkeit trennen.
In bestimmten Ausführungsformen können die Verfahren der vorliegenden Offenbarung auch die Verwendung einer oder mehrerer Trenn- oder Entfernungstechniken an den Behandlungsflüssigkeiten beinhalten, um die Basisflüssigkeit (z.B. Sole) von der festen Komponente der Flüssigkeit zu trennen (z.B. verlorene Zirkulationsmaterialien und Brückenbildner). Beispiele für Techniken, die zum Entfernen oder Abtrennen von Feststoffteilchen aus der Behandlungsflüssigkeit gemäß den Verfahren der vorliegenden Offenbarung geeignet sein können, umfassen, sind aber nicht beschränkt auf, Absetzen, Dekantieren, Filtrieren, Zentrifugieren, Ablösung oder Auflösen (z.B. mit Säure), Elektrokoagulation und eine beliebige Kombination davon. Der Durchschnittsfachmann, der den Vorteil der vorliegenden Offenbarung hat, wird erkennen, dass die verwendeten Trenn- oder Entfernungstechniken unter anderem von der Größe der Feststoffteilchen abhängen können, die aus der Basisflüssigkeit entfernt oder davon abgetrennt werden. In bestimmten Ausführungsformen können die Feststoffteilchen groß genug sein, dass eine Filtration nicht so wünschenswert ist wie andere Trenntechniken (z.B. Absetzen). In anderen Ausführungsformen können die Feststoffteilchen klein genug sein, dass eine Filtration nicht so wünschenswert ist wie andere Trenntechniken (z.B. Ablösung oder Zentrifugation). In bestimmten Ausführungsformen können die Verfahren der vorliegenden Offenbarung auch die Verwendung anderer Trenntechniken (z.B. Destillation) umfassen, um andere Komponenten (z.B. Salze) aus der Basisflüssigkeit zu entfernen. Der Durchschnittsfachmann, der den Vorteil der vorliegenden Offenbarung hat, wird andere Trenn- oder Entfernungstechniken erkennen, die gemäß den Verfahren dieser Offenbarung verwendet werden können.
In bestimmten Ausführungsformen kann die Basisflüssigkeit (z.B. Sole) der Behandlungsflüssigkeit nach der/den Kavitationstechnik(en) und/oder der/den Trenn- oder Entfernungstechnik(en) wiedergewonnen werden. In solchen Ausführungsformen kann die zurückgewonnene Basisflüssigkeit recycelt oder wiederverwendet werden. Beispielsweise kann in bestimmten Ausführungsformen die gewonnene Basisflüssigkeit in eine unterirdische Formation und/oder ein Bohrloch, das eine unterirdische Formation durchdringt, eingeführt werden. In solchen Ausführungsformen können der gewonnene Basisflüssigkeit zusätzliche Zusatzstoffe, wie die hierin offenbarten, zugesetzt werden, bevor es in die unterirdische Formation und/oder das Bohrloch eingeführt wird. In einigen Ausführungsformen kann die zurückgewonnene Basisflüssigkeit mit einer frischen Basisflüssigkeit (z.B. einer Flüssigkeit, das noch nicht zur Behandlung einer unterirdischen Formation verwendet wurde) vermischt werden, bevor es in die unterirdische Formation und/oder das Bohrloch eingeführt wird. In solchen Ausführungsformen kann weniger Polymer in der frischen Basisflüssigkeit benötigt werden, da das Polymer in der wiederaufbereiteten Basisflüssigkeit verbleibt.
Einige Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung stellen Verfahren zum Verwenden der offenbarten Behandlungsflüssigkeiten bereit, um eine Vielzahl von unterirdischen Behandlungen durchzuführen, einschließlich, aber nicht beschränkt auf Bohren. Die hierin offenbarten Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeiten können sich direkt oder indirekt auf eine oder mehrere Komponenten oder Ausrüstungsteile auswirken, die mit der Vorbereitung, Lieferung, Wiedergewinnung, Wiederverwendung, Wiederverwendung und/oder Entsorgung der Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeiten verbunden ist. Zum Beispiel und unter Bezugnahme auf 1 können die hierin offenbarten Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeiten gemäß einer oder mehreren Ausführungsformen direkt oder indirekt eine oder mehrere Komponenten oder Ausrüstungsteile beeinflussen, die mit einer Bohrlochbohranordnung 100 verbunden sind. Es sollte beachtet werden, dass, während 1 allgemein eine landgestützte Bohranordnung darstellt, Fachleute leicht erkennen werden, dass die hierin beschriebenen Prinzipien gleichermaßen auf Unterwasserbohrvorgänge anwendbar sind, die schwimmende oder seegestützte Plattformen und Bohrinseln verwenden, ohne aus dem Umfang der Offenlegung abzuweichen.
Wie veranschaulicht, kann die Bohranordnung 100 eine Bohrplattform 102 beinhalten, die einen Bohrturm 104 mit einem Fahrblock 106 zum Anheben und Absenken eines Bohrstrangs 108 trägt. Der Bohrstrang 108 kann Bohrgestänge und Rohrschlangen umfassen, ist aber nicht darauf beschränkt, wie es dem Fachmann allgemein bekannt ist. Eine Mitnehmerstange 110 trägt den Bohrstrang 108, wenn er durch einen Drehtisch 112 abgesenkt wird. Ein Bohrmeißel 114 ist am distalen Ende des Bohrstrangs 108 angebracht und wird entweder durch einen Bohrlochmotor und/oder durch Drehung des Bohrstrangs 108 von der Bohrlochoberfläche angetrieben. Wenn sich der Bohrmeißel 114 dreht, erzeugt er ein Bohrloch 116, das verschiedene unterirdische Formationen 118 durchdringt.
Eine Pumpe 120 (z.B. eine Schlammpumpe) zirkuliert eine Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 der vorliegenden Offenbarung durch ein Zufuhrrohr 124 und zu der Mitnehmerstange 110, welches die Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 im Bohrloch durch das Innere des Bohrstrangs 108 und durch eine oder mehrere Öffnungen in der Bohrmeißel 114 fördert. Die Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 kann dann über einen zwischen dem Bohrstrang 108 und den Wänden des Bohrlochs 116 definierten Ringraum 126 zurück zur Oberfläche zirkulieren. An der Oberfläche eine oder mehrere Flüssigkeitsverarbeitungseinheit(en) 128 über eine Verbindungsflussleitung 130. Nach dem Durchlaufen der Flüssigkeitsverarbeitungseinheit(en) 128 wird eine „gereinigte“ Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 in eine nahegelegene Rückhaltegrube 132 (d. h. eine Schlammgrube) abgelagert. In bestimmten Ausführungsformen können die Kavitationstechnik(en) und/oder die Trenn- oder Entfernungstechnik(en), die hier offenbart sind, in der/den Flüssigkeitsverarbeitungseinheit(en) 128 durchgeführt werden.
Obwohl in 1 als am Auslass des Bohrlochs 116 über den Ringraum 126 angeordnet dargestellt, werden Fachleute ohne weiteres erkennen, dass die Flüssigkeitsverarbeitungseinheit(en) 128 an jeder anderen Stelle in der Bohranordnung 100, jedem anderen Bohrstellenstandort oder einem externen bzw. externen bzw. sich außerhalb der Bohrstelle befindenden Standort (Off-Site-Standort), um seine ordnungsgemäße Funktion zu erleichtern, ohne vom Umfang der Offenbarung abzuweichen, angeordnet sein können. Zum Beispiel kann, wie in 2 gezeigt, in bestimmten Ausführungsformen die verbrauchte Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 von der Bohrstelle 220 zu einem externen bzw. sich außerhalb der Bohrstelle befindenden Standort 200 transportiert werden. In solchen Ausführungsformen verlässt die verbrauchte Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 den Ringraum 126 und kann zu einem oder mehreren Tanks oder Gefäßen 202 befördert werden. Die Tanks oder Behälter 202 können auf einen Lastkraftwagen 218 geladen und zur Verarbeitung gemäß den Verfahren der vorliegenden Offenbarung zu dem externen bzw. sich außerhalb der Bohrstelle befindenden Standort 200 transportiert werden. In bestimmten Ausführungsformen kann die verbrauchte Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 von den Tanks oder Gefäßen 202 zu einer hierin offenbarten Kavitationsvorrichtung 204 transferiert werden. Obwohl nicht abgebildet, kann die Kavitationsvorrichtung 204 in Abhängigkeit von der gemäß den Verfahren der vorliegenden Offenbarung verwendeten Kavitationstechnik stattdessen zu den Tanks oder Gefäßen 202 hinzugefügt werden. In einigen Ausführungsformen kann die verbrauchte Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 an einem externen Standort 200 in den Tanks oder Gefäßen 202 (oder einem anderen Tank oder Gefäß) für einen Zeitraum (z.B. von ungefähr einer Woche bis ungefähr einem Jahr oder länger) gelagert werden, bevor die Flüssigkeit 122 mit der Kavitationsvorrichtung 204 kontaktiert wird.
In einigen Ausführungsformen kann der verbrauchten Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 optional ein Fällungsmittel zugesetzt werden, um die Flüssigkeit weiter zu „reinigen“. In solchen Ausführungsformen kann dem Fällungsmittel ermöglicht werden, mit mindestens einem Teil des Polymers in der verbrauchten Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 einen Niederschlag zu bilden. Wie in 2 gezeigt, kann die verbrauchte Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 von der Kavitationsvorrichtung in einen Tank 206 überführt werden. In einigen Ausführungsformen kann der Tank 206 ein Mischtank sein und kann eine Mischvorrichtung 208 (z.B. Laufrad, Rührwerk, Rührstab, Düse) enthalten. Obwohl nicht abgebildet, kann das Fällungsmittel in einigen Ausführungsformen der verbrauchten Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 in dem Tank oder Gefäß 202 oder in der Kavitationsvorrichtung 204 zugesetzt werden, anstatt den Tank 206 zu verwenden. In bestimmten Ausführungsformen kann, nachdem dem Fällungsmittel ermöglicht wurde, mit mindestens einem Teil des Polymers in der verbrauchten Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 einen Niederschlag zu bilden, die Flüssigkeit zu einer Trennvorrichtung 210 überführt werden (z.B. ein Abscheider, ein Dekanter, ein Filter, eine Zentrifuge, ein Tank), um mindestens einen Teil des Niederschlags zu entfernen. Wie oben erwähnt, ist die Verwendung eines Fällungsmittels optional. Somit kann in einigen Ausführungsformen kein Fällungsmittel verwendet werden, um die Flüssigkeit, das verbrauchte Bohr- und/oder das Drill-In-Flüssigkeit 122 weiter zu „reinigen“. In solchen Ausführungsformen wären weder Tank 206 noch Trennvorrichtung 210 erforderlich und die verbrauchte Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 kann von der Kavitationsvorrichtung 204 zu einer Trenn- oder Entfernungsvorrichtung 212 übertragen werden.
In bestimmten Ausführungsformen kann die verbrauchte Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 mit dem zumindest teilweise gebrochenen Polymer (und optional nach der Ausfällung mit dem Niederschlag entfernt) dann in eine Trenn- oder Entfernungsvorrichtung 212 überführt werden, (z.B. ein Abscheider, ein Dekanter, ein Filter, eine Zentrifuge, ein Tank), wie oben besprochen, um mindestens einen Teil der Feststoffteilchen (z.B. verlorene Zirkulationsmaterialien und Überbrückungsmittel) in der Flüssigkeit zu entfernen. Obwohl nicht abgebildet, kann die verbrauchte Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 in anderen Ausführungsformen zu einer Trenn- oder Entfernungsvorrichtung 212 übertragen werden, um mindestens einen Teil der Feststoffteilchen in der Flüssigkeit vor der Anwendung der Kavitationstechnik zu entfernen. Die endgültige „gereinigte“ Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit (z.B. die Flüssigkeit auf wässriger Basis) kann in einem oder mehreren Tanks oder Gefäßen 214 für einen Zeitraum am externen Standort 200 gelagert werden (z.B. von ungefähr einer Woche bis ungefähr einem Jahr oder länger). Die Tanks oder Behälter 214 können auf einen Lastwagen 216 geladen und zurück zur Bohrstelle 220 transportiert werden, die derselbe Bohrstelle, aus der die verbrauchte Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 entnommen wurde, oder eine andere Bohrstelle sein kann.
Zurück zu 1, sobald die gereinigte Flüssigkeit wieder an der Bohrstelle ist, können eine oder mehrere hierin offenbarte Komponenten (z.B. Viskositätsergänzungsmittel, Zirkulationsverluste und Brückenbildner) über einen Mischtrichter 134, der kommunizierbar mit der Rückhaltegrube 132 verbunden oder anderweitig in Fluidverbindung mit dieser ist, zu der „gereinigten“ Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 hinzugefügt werden. Der Mischtrichter 134 kann Mischer und verwandte Mischgeräte umfassen, die dem Fachmann bekannt sind, ist aber nicht darauf beschränkt. In anderen Ausführungsformen können die Komponenten jedoch der Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 an einer beliebigen anderen Stelle in der Bohranordnung 100, einer beliebigen anderen Bohrstelle oder einer externen Stelle hinzugefügt werden, um deren ordnungsgemäße Funktion zu erleichtern. In mindestens einer Ausführungsform könnte es beispielsweise mehr als eine Rückhaltegrube 132 geben, wie beispielsweise mehrere Rückhaltegruben 132 in Reihe. Darüber hinaus kann die Rückhaltegrube 132 für eine oder mehrere Flüssigkeitslagereinrichtungen und/oder - einheiten repräsentativ sein, in denen die Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 oder eine beliebige Komponente davon (z.B. Basisflüssigkeit oder Sole) gelagert und wiederaufbereitet werden kann, und/oder reguliert, bis es recycelt oder wiederverwendet wird.
Wie oben erwähnt, kann die Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 der vorliegenden Offenbarung die Komponenten und Ausrüstung der Bohranordnung 100 direkt oder indirekt beeinflussen. Zum Beispiel kann die offenbarte Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 direkt oder indirekt die Flüssigkeitsverarbeitungseinheit(en) 128 beeinflussen, die einen oder mehrere Schüttler (z.B. Schieferschüttler), eine Zentrifuge, ein Hydrozyklon, ein Abscheider (einschließlich magnetischer und elektrischer Abscheider), ein Entsilter, ein Entsander, ein Filter (z.B. Kieselgurfilter), ein Wärmetauscher und/oder eine Ausrüstung zur Flüssigkeitsrückgewinnung umfassen können aber nicht darauf beschränkt sind. Die Flüssigkeitsverarbeitungseinheit(en) 128 können ferner einen oder mehrere Sensoren, Messgeräte, Pumpen, Kompressoren und dergleichen beinhalten, die verwendet werden, um die Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 zu speichern, zu überwachen, zu regulieren und/oder zu rekonditionieren.
Die Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 der vorliegenden Offenbarung kann sich direkt oder indirekt auf die Pumpe 120 auswirken, die repräsentativ alle Leitungen, Pipelines, Lastwagen, Rohre und/oder Rohre, die verwendet werden, um die Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 im Bohrloch fluidisch zu befördern, jegliche Pumpen, Kompressoren oder Motoren (z.B. auf der Oberseite oder im Bohrloch), die verwendet werden, um die Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 in Bewegung zu setzen, alle Ventile oder verwandte Verbindungen, die verwendet werden, um den Druck oder die Durchflussrate der Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 zu regulieren und beliebige Sensoren (d. h. Druck, Temperatur, Durchflussrate usw.), Messgeräte und/oder Kombinationen davon und dergleichen enthält. Die offenbarte Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 kann auch direkt oder indirekt den Mischtrichter 134 und die Rückhaltegrube 132 und ihre verschiedenen Variationen beeinflussen.
Die Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 der vorliegenden Offenbarung kann auch die verschiedenen Bohrlochausrüstungen und -werkzeuge, die mit der Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 in Kontakt kommen können, direkt oder indirekt beeinflussen, wie zum Beispiel, aber nicht beschränkt auf den Bohrstrang 108, alle Schwimmer, Bohrkragen, Schlammmotoren, Bohrlochmotoren und/oder Pumpen, die mit dem Bohrstrang 108 verbunden sind, und alle MWD/LWD-Werkzeuge und zugehörige Telemetrieausrüstung, Sensoren oder verteilte Sensoren, die mit dem Bohrstrang 108 verbunden sind. Die offenbarte Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 kann sich auch direkt oder indirekt auf alle Bohrlochwärmetauscher, Ventile und entsprechende Betätigungsvorrichtungen, Werkzeugdichtungen, Packer und andere Bohrlochisolationsvorrichtungen oder - komponenten und dergleichen auswirken, die mit dem Bohrloch 116 verbunden sind. Die offenbarte Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 kann auch den Bohrmeißel 114 direkt oder indirekt beeinflussen, der unter anderem Rollenkegel-Bits, PDC-Bits, Naturdiamant-Bits, beliebige Lochöffner, Reibahlen, Kernbohrer usw. umfassen kann.
Obwohl es hierin nicht speziell dargestellt ist, kann die Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 der vorliegenden Offenbarung auch jede verwendete Transport- oder Lieferausrüstung direkt oder indirekt beeinflussen, die Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 zu der Bohranordnung 100 zu befördern, wie zum Beispiel alle Transportbehälter, Leitungen, Pipelines, Lastwagen, Rohre und/oder Rohre, die verwendet werden, um die Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 von einem Ort zu einem anderen fluidisch zu bewegen, irgendwelche Pumpen, Kompressoren oder Motoren, die verwendet werden, um die Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 in Bewegung zu setzen, alle Ventile oder verwandte Verbindungen, die verwendet werden, um den Druck oder die Durchflussmenge der Bohr- und/oder Drill-In-Flüssigkeit 122 zu regulieren, und alle Sensoren (d.h. Druck und Temperatur), Messgeräte und/oder Kombinationen davon und dergleichen.
Eine Ausführungsform der vorliegenden Offenbarung ist ein Verfahren, das umfasst: Bereitstellen einer Behandlungsflüssigkeit, die eine Basisflüssigkeit, mindestens ein Polymer und ein oder mehrere Feststoffteilchen umfasst; Anwenden einer Kavitationstechnik auf mindestens einen Teil der Behandlungsflüssigkeit; und Abtrennen oder Entfernen mindestens eines Teils der Feststoffteilchen aus der Behandlungsflüssigkeit unter Verwendung einer Trenn- oder Entfernungstechnik, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: Absetzen, Dekantieren, Zentrifugieren, Auflösen, Ablösung und jede Kombination davon.
In einer oder mehreren im vorstehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen, wobei das eine oder die mehreren Feststoffteilchen ausgewählt sind aus der Gruppe bestehend aus: einem Brückenbildungsmittel, einem Umlaufverlustmaterial und einer beliebigen Kombination davon. In einer oder mehreren im vorhergehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen Hinzufügen eines oder mehrerer Zusatzstoffe zu der Behandlungsflüssigkeit, nachdem der Teil der Feststoffteilchen abgetrennt oder entfernt wurde, um eine zweite Behandlungsflüssigkeit zu bilden; und Einführen der zweiten Behandlungsflüssigkeit in mindestens einen Teil der unterirdischen Formation. In einer oder mehreren im vorhergehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen, wobei das Anwenden der Kavitationstechnik auf mindestens den Teil der Behandlungsflüssigkeit das Verwenden einer Vorrichtung umfasst, die aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus Folgendem besteht: einer hydrodynamischen Kavitationsvorrichtung, einer Zentrifugalpumpe, einem Marinenpropeller, einer Wasserturbine, einer Ultraschallsonde, einem Ultraschallhorn, einem Ultraschallvibrator, einem Ultraschallhomogenisator, einer Durchflussbeschallungsvorrichtung und einer beliebigen Kombination davon. In einer oder mehreren im vorhergehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen, wobei das Polymer ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus: Poly(Styrol-Acrylat), Poly(Styrol-Sulfonat), Polyethylen, Polypropylen, Polyethylenglykol, Polypropylenglykol, Polyvinylalkohol, Polyvinylchlorid, Polyvinylpyrrolidon, Poly(2-acrylamido-2-methyl-1-propansulfonsäure), Polyacrylat, teilhydrolysiertes Polyacrylat, Polysulfon, Poly(ethersulfon), Polyetherimid, Poly(phenylensulfid), Polyetheretherketon, Polyetherketone, einem Fluorpolymer, einem beliebigen Derivat davon und einer beliebigen Kombination davon. In einer oder mehreren im vorhergehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen, wobei das Anwenden der Kavitationstechnik einen Feuchtigkeitsgehalt der Behandlungsflüssigkeit nicht wesentlich ändert.
Eine Ausführungsform der vorliegenden Offenbarung ist ein Verfahren, umfassend: Bereitstellen einer Behandlungsflüssigkeit, umfassend eine Sole und ein Polymer ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: Poly(styrol-Acrylat), Poly(styrol-Sulfonat), Polyethylen, Polypropylen, Polyethylenglykol, Polypropylen Glykol, Polyvinylalkohol, Polyvinylchlorid, Polyvinylpyrrolidon, Poly(2-acrylamido-2-methyl-1-propansulfonsäure), Polyacrylat, teilverseiftes Polyacrylat, Polysulfon, Poly(ethersulfon), Polyetherimid, Poly(phenylensulfid), Polyetheretherketon, Polyetherketone, einem Fluorpolymer, einem beliebigen Derivat davon und einer beliebigen Kombination davon, wobei die Behandlungsflüssigkeit verwendet wurde, um mindestens einen Teil einer unterirdischen Formation zu behandeln, und wobei die Behandlungsflüssigkeit eine erste Dichte von ungefähr 7 Ib/gal bis ungefähr 18 Ib/gal hat; und Anwenden einer Kavitationstechnik auf mindestens einen Teil der Behandlungsflüssigkeit.
In einer oder mehreren im vorhergehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen weist die Behandlungsflüssigkeit eine zweite Dichte nach Anwenden der Kavitationstechnik auf, die etwa 90 % bis etwa 100 % der ersten Dichte beträgt. In einer oder mehreren im vorhergehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen, weist das Polymer ein Molekulargewicht von gleich oder größer als etwa 30.000 g/mol auf. In einer oder mehreren im vorhergehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen umfasst das Anwenden der Kavitationstechnik auf zumindest den Teil der Behandlungsflüssigkeit die Verwendung einer Vorrichtung, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: einer hydrodynamischen Kavitationsvorrichtung, einer Kreiselpumpe, einem Marinenpropeller, einem Wasser- Turbine, einer Ultraschallsonde, einem Ultraschallhorn, einem Ultraschallvibrator, einem Ultraschallhomogenisator, einer Durchflussbeschallungsvorrichtung und einer beliebigen Kombination davon. In einer oder mehreren im vorhergehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen ändert das Anwenden der Kavitationstechnik den Feuchtigkeitsgehalt der Behandlungsflüssigkeit nicht wesentlich. In einer oder mehreren im vorhergehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen umfasst die Behandlungsflüssigkeit ferner ein oder mehrere Feststoffteilchen, und das Verfahren umfasst ferner das Abtrennen oder Entfernen mindestens eines Teils des Feststoffteilchens aus der Behandlungsflüssigkeit. In einer oder mehreren im vorhergehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen wird der Teil der Feststoffteilchen unter Verwendung einer Trenn- oder Entfernungstechnik ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: Absetzen, Dekantieren, Filtrieren, Zentrifugieren, Auflösen, Ablösung und einer beliebigen Kombination davon von der Grundflüssigkeit getrennt oder entfernt.
Eine Ausführungsform der vorliegenden Offenbarung ist ein Verfahren, das umfasst: Bereitstellen einer Behandlungsflüssigkeit, die eine Basisflüssigkeit und ein Polymer umfasst, wobei die Behandlungsflüssigkeit aus mindestens einem Teil einer unterirdischen Formation gewonnen wurde, die sich an einer Bohrstelle befindet; Transportieren der Behandlungsflüssigkeit von der Bohrstelle zu einem externen bzw. sich außerhalb der Bohrstelle befindenden Standort; und Anwenden einer Kavitationstechnik auf mindestens einen Teil der Behandlungsflüssigkeit an dem externen bzw. sich außerhalb der Bohrstelle befindenden Standort.
In einer oder mehreren im vorhergehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen umfasst das Anwenden der Kavitationstechnik auf zumindest den Teil der Behandlungsflüssigkeit die Verwendung einer Vorrichtung, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: einer hydrodynamischen Kavitationsvorrichtung, einer Kreiselpumpe, einem Marinenpropeller, einem Wasser-Turbine, einer Ultraschallsonde, einem Ultraschallhorn, einem Ultraschallvibrator, einem Ultraschallhomogenisator, einer Durchflussbeschallungsvorrichtung und einer beliebigen Kombination davon. In einer oder mehreren im vorhergehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen Speichern der Behandlungsflüssigkeit an einem externen bzw. sich außerhalb der Bohrstelle befindenden Standort. In einer oder mehreren im vorhergehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen umfasst die Behandlungsflüssigkeit ferner ein oder mehrere Feststoffteilchen, und das Verfahren umfasst ferner das Abtrennen oder Entfernen mindestens eines Teils der Feststoffteilchen aus der Behandlungsflüssigkeit unter Verwendung einer Trenn- oder Entfernungstechnik, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: Absetzen, Dekantieren, Filtrieren, Zentrifugieren, Auflösen, Ablösung und einer beliebigen Kombination davon. In einer oder mehreren Ausführungsformen, die im vorhergehenden Absatz beschrieben sind, wobei der Teil der Feststoffteilchen am externen bzw. sich außerhalb der Bohrstelle befindenden Standort abgetrennt oder entfernt wird. In einer oder mehreren im vorhergehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen Hinzufügen eines oder mehrerer Zusatzstoffe zu der Behandlungsflüssigkeit, nachdem der Teil der Feststoffteilchen abgetrennt oder entfernt wurde, um eine zweite Behandlungsflüssigkeit zu bilden; und Einführen der zweiten Behandlungsflüssigkeit in mindestens einen Teil der unterirdischen Formation. In einer oder mehreren im vorhergehenden Absatz beschriebenen Ausführungsformen, werden die Zusatzstoffe der Behandlungsflüssigkeit am externen bzw. sich außerhalb der Bohrstelle befindenden Standort zugesetzt.
Daher ist die vorliegende Offenbarung gut geeignet, um die erwähnten Ziele und Vorteile sowie die darin enthaltenen zu erreichen. Die oben offenbarten besonderen Ausführungsformen dienen lediglich der Veranschaulichung, da die vorliegende Offenbarung auf unterschiedliche, aber äquivalente Weise modifiziert und praktiziert werden kann, die für den Durchschnittsfachmann ersichtlich ist, der die Lehren hierin nutzt. Obwohl der Durchschnittsfachmann zahlreiche Änderungen vornehmen kann, sind solche Änderungen vom Geist des durch die beigefügten Ansprüche definierten Gegenstands umfasst. Darüber hinaus sind keine Beschränkungen der hier gezeigten Konstruktions- oder Konstruktionsdetails beabsichtigt, außer wie in den nachstehenden Ansprüchen beschrieben. Es ist daher offensichtlich, dass die oben offenbarten speziellen veranschaulichenden Ausführungsformen geändert oder modifiziert werden können und alle diese Variationen als innerhalb des Umfangs und des Geistes der vorliegenden Offenbarung liegen. Insbesondere ist jeder hierin offenbarte Wertebereich (z.B. „von ungefähr a bis ungefähr b“ oder äquivalent „von ungefähr a bis b“ oder äquivalent „von ungefähr a-b“) so zu verstehen, dass er sich auf den Leistungssatz (den Satz aller Teilmengen) des jeweiligen Wertebereichs bezieht. Die Begriffe in den Ansprüchen haben ihre einfache, gewöhnliche Bedeutung, es sei denn, der Patentinhaber hat ausdrücklich und eindeutig etwas anderes definiert.

Claims

Verfahren, umfassend: Bereitstellen einer Behandlungsflüssigkeit, umfassend eine Basisflüssigkeit, mindestens ein Polymer und ein oder mehrere Feststoffteilchen; Anwenden einer Kavitationstechnik auf mindestens einen Teil der Behandlungsflüssigkeit; und Abtrennen oder Entfernen mindestens eines Teils der Feststoffteilchen aus der Behandlungsflüssigkeit unter Verwendung einer Trenn- oder Entfernungstechnik ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: Absetzen, Dekantieren, Zentrifugieren, Auflösen, Ablösung und einer beliebigen Kombination davon.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das eine oder die mehreren Feststoffteilchen ausgewählt sind aus der Gruppe bestehend aus: einem Brückenbildungsmittel, einem Umlaufverlustmaterial und einer beliebigen Kombination davon.
Verfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend: Hinzufügen eines oder mehrerer Zusatzstoffe zu der Behandlungsflüssigkeit, nachdem der Teil der Feststoffteilchen abgetrennt oder entfernt wurde, um eine zweite Behandlungsflüssigkeit zu bilden; und Einleiten der zweiten Behandlungsflüssigkeit in mindestens einen Teil der unterirdischen Formation.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Anwenden der Kavitationstechnik auf mindestens den Teil der Behandlungsflüssigkeit die Verwendung einer Vorrichtung umfasst, die aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus Folgendem besteht: einer hydrodynamischen Kavitationsvorrichtung, einer Zentrifugalpumpe, einem Marinenpropeller, einer Wasserturbine, einer Ultraschallsonde, einem Ultraschallhorn, einem Ultraschallvibrator, einem Ultraschallhomogenisator, einer Durchflussbeschallungsvorrichtung und einer beliebigen Kombination davon.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Polymer ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus: Poly(styrol-acrylat), Poly(styrol-sulfonat), Polyethylen, Polypropylen, Polyethylenglycol, Polypropylenglycol, Polyvinylalkohol, Polyvinylchlorid, Polyvinylpyrrolidon, Poly(2-Acrylamido-2-methyl-1 -propansulfonsäure), Polyacrylat, teilweise hydrolysiertem Polyacrylat, Polysulfon, Poly(ethersulfon), Polyetherimid, Poly(phenylensulfid), Polyetheretherketon, Polyetherketone, einem Fluorpolymer, jedem Derivat davon und jeder Kombination davon.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Anwenden der Kavitationstechnik den Feuchtigkeitsgehalt der Behandlungsflüssigkeit nicht wesentlich ändert.
Verfahren, umfassend: Bereitstellen einer Behandlungsflüssigkeit umfassend eine Sole und ein Polymer ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: Poly(styrol-acrylat), Poly(styrol-sulfonat), Polyethylen, Polypropylen, Polyethylenglykol, Polypropylenglykol, Polyvinylalkohol, Polyvinylchlorid, Polyvinylpyrrolidon, Poly(2-acrylamido-2-methyl-1-propansulfonsäure), Polyacrylat, teilweise hydrolysiertem Polyacrylat, Polysulfon, Poly(ethersulfon), Polyetherimid, Poly(phenylensulfid), Polyetheretherketon, Polyetherketone, einem Fluorpolymer, einem beliebigen Derivat davon und einer beliebigen Kombination davon, wobei die Behandlungsflüssigkeit verwendet wurde, um mindestens einen Teil einer unterirdischen Formation zu behandeln, und wobei die Behandlungsflüssigkeit eine erste Dichte von ungefähr 7 Ib/gal bis ungefähr 18 Ib/gal hat; und Anwenden einer Kavitationstechnik auf mindestens einen Teil der Behandlungsflüssigkeit.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei die Behandlungsflüssigkeit nach Anwenden der Kavitationstechnik eine zweite Dichte aufweist, die von etwa 90 % bis etwa 100 % der ersten Dichte beträgt.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei das Polymer ein Molekulargewicht gleich oder größer als etwa 30.000 g/mol hat.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei das Anwenden der Kavitationstechnik auf mindestens den Teil der Behandlungsflüssigkeit die Verwendung einer Vorrichtung umfasst, die aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus Folgendem besteht: einer hydrodynamischen Kavitationsvorrichtung, einer Zentrifugalpumpe, einem Marinenpropeller, einer Wasserturbine, einer Ultraschallsonde, einem Ultraschallhorn, einem Ultraschallvibrator, einem Ultraschallhomogenisator, einer Durchflussbeschallungsvorrichtung und einer beliebigen Kombination davon.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei das Anwenden der Kavitationstechnik den Feuchtigkeitsgehalt der Behandlungsflüssigkeit nicht wesentlich ändert.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei die Behandlungsflüssigkeit ferner ein oder mehrere Feststoffteilchen umfasst, und wobei das Verfahren ferner das Abtrennen oder Entfernen mindestens eines Teils der Feststoffteilchen aus der Behandlungsflüssigkeit umfasst.
Verfahren nach Anspruch 12, wobei der Teil der festen Partikel unter Verwendung einer Trenn- oder Entfernungstechnik ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: Absetzen, Dekantieren, Filtrieren, Zentrifugieren, Auflösen, Ablösung und jede Kombination davon, von der Grundflüssigkeit abgetrennt oder entfernt wird.
Verfahren, umfassend: Bereitstellen einer Behandlungsflüssigkeit, die eine Basisflüssigkeit und ein Polymer umfasst, wobei die Behandlungsflüssigkeit aus mindestens einem Teil einer unterirdischen Formation gewonnen wurde, die sich an einer Bohrstelle befindet; Transportieren der Behandlungsflüssigkeit von der Bohrstelle zu einem externen bzw. sich außerhalb der Bohrstelle befindenden Standort; und Anwenden einer Kavitationstechnik auf mindestens einen Teil der Behandlungsflüssigkeit an dem externen bzw. sich außerhalb der Bohrstelle befindenden Standort.
Verfahren nach Anspruch 14, wobei das Anwenden der Kavitationstechnik auf mindestens den Teil der Behandlungsflüssigkeit die Verwendung einer Vorrichtung umfasst, die aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus Folgendem besteht: einer hydrodynamischen Kavitationsvorrichtung, einer Zentrifugalpumpe, einem Marinenpropeller, einer Wasserturbine, einer Ultraschallsonde, einem Ultraschallhorn, einem Ultraschallvibrator, einem Ultraschallhomogenisator, einer Durchflussbeschallungsvorrichtung und einer beliebigen Kombination davon.
Verfahren nach Anspruch 14, das ferner das Lagern der Behandlungsflüssigkeit an dem externen bzw. sich außerhalb der Bohrstelle befindenden Standort umfasst.
Verfahren nach Anspruch 14, wobei die Behandlungsflüssigkeit ferner ein oder mehrere Feststoffteilchen umfasst, und wobei das Verfahren ferner das Abtrennen oder Entfernen mindestens eines Teils der Feststoffteilchen aus der Behandlungsflüssigkeit unter Verwendung einer Trenn- oder Entfernungstechnik ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus: Absetzen, Dekantieren, Filtrieren, Zentrifugieren, Auflösen, Ablösung und jede Kombination davon, umfasst.
Verfahren nach Anspruch 17, wobei der Teil der Feststoffteilchen an dem externen bzw. sich außerhalb der Bohrstelle befindenden Standort abgetrennt oder entfernt wird.
Verfahren nach Anspruch 17, ferner umfassend: Hinzufügen eines oder mehrerer Zusatzstoffe zu der Behandlungsflüssigkeit, nachdem der Teil der Feststoffteilchen abgetrennt oder entfernt wurde, um eine zweite Behandlungsflüssigkeit zu bilden; und Einleiten der zweiten Behandlungsflüssigkeit in mindestens einen Teil der unterirdischen Formation.
Verfahren nach Anspruch 19, wobei die Zusatzstoffe der Behandlungsflüssigkeit an dem externen bzw. sich außerhalb der Bohrstelle befindenden Standort zugesetzt werden.