DE2924610A1 - Verfahren zur behandlung unterirdischer formationen sowie kugeldichtungen zur durchfuehrung des verfahrens - Google Patents
Verfahren zur behandlung unterirdischer formationen sowie kugeldichtungen zur durchfuehrung des verfahrensInfo
- Publication number
- DE2924610A1 DE2924610A1 DE19792924610 DE2924610A DE2924610A1 DE 2924610 A1 DE2924610 A1 DE 2924610A1 DE 19792924610 DE19792924610 DE 19792924610 DE 2924610 A DE2924610 A DE 2924610A DE 2924610 A1 DE2924610 A1 DE 2924610A1
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- ball
- polyurethane
- seals
- core
- perforations
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Withdrawn
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B27/00—Containers for collecting or depositing substances in boreholes or wells, e.g. bailers, baskets or buckets for collecting mud or sand; Drill bits with means for collecting substances, e.g. valve drill bits
- E21B27/02—Dump bailers, i.e. containers for depositing substances, e.g. cement or acids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T428/00—Stock material or miscellaneous articles
- Y10T428/29—Coated or structually defined flake, particle, cell, strand, strand portion, rod, filament, macroscopic fiber or mass thereof
- Y10T428/2982—Particulate matter [e.g., sphere, flake, etc.]
- Y10T428/2991—Coated
- Y10T428/2998—Coated including synthetic resin or polymer
Description
Beschreibung:
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Behandlung unterirdischer
Formationen, die ein mit einer Auskleidung versehenes Bohrloch umgeben, wobei man die Bohrlochauskleidung mit einem
Bereich versieht, innerhalb dessen eine Mehrzahl von Perforationen angeordnet ist, sowie Kugeldichtungen zur Durchführung dieses
Verfahrens.
Bei der Einbringung von öl- oder Gasbohrungen ist es üblich,
einen Rohrstrang in das Bohrloch einzuführen, der als Bohrlochauskleidung bekannt ist, worauf man auf die Außenseite der
Bohrlochauskleidung eine Betonschicht aufbringt, um die verschiedenen Formationen, die von der Bohrung durchdrungen werden,
zu isolieren. Um eine Flüssigkeitsverbindung zwischen den Kohlenwasserstoff führenden Formationen und dem Inneren der
Bohrlochauskleidung herzustellen, perforiert man in diesen Bereichen die Bohrlochauskleidung und die Betonumhüllung.
Zu verschiedenen Zeiten im Laufe der Lebensdauer der Bohrung kann es erstrebenswert sein, das Fördervolumen an Kohlenwasserstoffen
zu erhöhen, indem man entsprechende Behandlungsflüssigkeiten wie Säuren, Lösungsmittel oder Tenside einbringt. Wenn
nur ein kurzer Bereich einer einzigen Zone in dem Bohrloch perforiert worden ist, strömt die Behandlungsflüssigkeit in diese
Zone entsprechend den Erfordernissen ein. Wenn sich der perforierte Bereich über eine größere Länge erstreckt, oder die
• ·. 6
Anzahl der perforierten Zonen größer ist, wird es schwieriger, die Behandlungsflüssigkeit in die Regionen der Abzugsbereiche
einzuführen, die gerade behandelt werden sollen. So nimmt beispielsweise die Schicht mit der höchsten Permeabilität mit
größter Wahrscheinlichkeit den Hauptteil einer vorgegebenen Behandlungsflüssigkeit auf, während die Schicht mit der geringsten
Permeabilität im wesentlichen unbehandelt bleibt.Es sind dementsprechend Verfahen entwickelt worden, um die Behandlungsflüssigkeit
von dem Weg des geringsten Widerstandes abzulenken, so daß auch die Schichten mit einer niedrigen
Durchdringbarkeit oder Permeabilität behandelt werden.
Ein Verfahren zur Erzielung einer solchen Ablenkung umfaßt die
Anordnung von Dientungsstücken an den entsprechenden Stellen
im Inneren des Bohrloches. Obwohl diese Einrichtungen sehr wirkungsvoll sind, erfordert deren Einsatz kostenaufwendige
Einrichtungen zur Einbringung der Dichtungsstücke. Außerdem nimmt die mechanische Verläßlichkeit mit größerer Tiefe des
Bohrloches ab.
Es sind dementsprechend erhebliche Anstrengungen gemacht worden, um andere Ablenkungsverfahren zu entwickeln. Gemäß einem in
großem Rahmen eingesetzten Ablenkungsverfahen werden kleine gumraiüberzogene Kugeln, die auch Kugeldichtungen genannt werden,
verwendet, um die Bohrlochperforationen abzudichten.
Diese Kugeldichtungen werden zusammen mit der Formationsbehandlungsflüssigkeit
in das Bohrloch eingepumpt. Die Kugeln
werden durch das Bohrloch abwärts geführt und mit dem Flüssigkeitsstrom
durch die Perforationen in die Formation zu den Perforationen hingeleitet. Die Kugeln setzen sich auf die Perforationen
auf und werden dort durch die Druckdifferenz über die Perforationen gehalten.
Die Hauptvorteile der Verwendung von Kugeldichtungen als Ablenkungsmittel
liegen in der einfachen Verwendung, einem positiven Abschluß, der Unabhängigkeit von der Formation und einer
geringen Gefahr, daß das Bohrloch beschädigt wird. Die Kugeldichtungen werden an der Oberfläche injiziert und durch das Behandlungsmedium
transportiert. Außer einem Kugelinjektor ist keine spezielle oder zusätzliche Behandlungsausrüstung erforderlich.
Die Kugeldichtungen besitzen einen äußeren überzug, der geeignet ist, die Perforation abzudichten und einen festen
stabilen Kern, der einem Eindringen in die Perforation oder einem Durchdringen der Perforation zu widerstehen vermag. Dementsprechend
gelangen die Kugeldichtungen nicht in die Formation hinein und können dementsprechend die Strömungscharakteristika
des Bohrloches nicht dauerhaft nachteilig beeinflussen.
Die Kugeldichtungen gemäß ihrer heutigen Verwendung müssen bestimmte
Anforderungen erfüllen. Zunächst müssen die Kugeldichtungen chemisch inert in der Umgebung sein, welcher sie ausgesetzt
werden. Zweitens müssen sie in einer effektiven Weise abdichten, ohne daß sie in die Perforationen hineindringen.
Drittens müssen sich die Kugeldichtungen von den Perforationen lösen, wenn die Druckdifferenz in die Formation aufgehoben wird.
«09884/0625
• · »8
-JPT-
g 2324610
Um diese Anforderungen zu erfüllen, sind verschiedene Materialien für Kugeldichtungen vorgeschlagen worden, einschließlich
Gummi, Nylon, Kunststoff, Aluminium, gummiüberzogenes Aluminium, gummiüberzogenes Phenol, gummiüberzogenes Nylon und sogar verfestigte
Walnußschalenkugeln aus Kunststoff. Eine Schwierigkeit in der Verwendung von Kugeldichtungen, die aus derartigen Materialien
hergestellt sind, liegt darin, daß die verfügbaren Kugeln oft nicht einen hinreichenden Widerstand gegenüber
chemischen Angriffen durch die Behandlungsmedien besitzen, im besonderen, wenn diese Behandlungsmedien aromatische Lösungsmittel
enthalten. So verlieren beispielsweise meist die gummiüberzogenen Kugeldichtungen ihre strukturelle Integrität in
der Anwesenheit eines Behandlungsmediums, das Xylol enthält. Dies kann dazu führen, daß sich der Gummiüberzug von dem Kern
löst. Manchmal können die Perforationen den Gummiüberzug im Bereich der Druckdichtung einschneiden. Wenn die Kugeldichtung
ihre strukturelle Integrität verliert, kann sich das gelöste Gummi frei dauerhaft in die Perforation einsetzen, wodurch die
Strömungskapazität der Perforation verhindert und der Bohrung ein dauerhafter Schaden zugefügt wird. Ein weiteres Problem
bei der Verwendung gummiüberzogener Kugeln liegt darin, daß sie normalerweise durch Druckformverfahren hergestellt werden, wodurch
der Kern exzentrisch innerhalb des Überzuges angeordnet ist. Derartige Kugeln besitzen nicht eine gleichmäßige Dichtfläche,
die sich auf die Perforationen aufsetzt.
Der Erfindung liegt dementsprechend die Aufgabe zugrunde, das Verfahren der eingangs genannten Art so auszubilden, und Kugeldichtungen
zur Durchführung dieses Verfahrens derart zu ge-
stalten, daß sich die aufgezeigten Nachteile beheben lassen, wobei im besonderen die Kugeldichtungen hinreichend stabil
sind, daß sie auch unter hohem Druck nicht in die Perforationen eindringen, während andererseits eine gleichmäßige Dichtfläche
vorhanden sein soll, um die Perforationen sicher abzudichten, ohne daß eine Beschädigung der Außenfläche der Kugeldichtungen
zu befürchten ist.
Gelöst wird diese Aufgabe durch die in den Ansprüchen angegebenen Merkmale. Dabei gewährleistet im besonderen der Polyurethanüberzug
ein gutes Abdichten der Perforationen, wobei das Material widerstandsfähig gegenüber einer chemischen Zersetzung
durch die Behandlungsflüssigkeiten ist, ohne daß die Gefahr besteht, daß die Kugeldichtungen in die Perforationen
hineingedrückt werden.
Mit der vorliegenden Erfindung wird ein neues und verbessertes Verfahren zur Ablenkung von Medien bei der Behandlung unterirdischer
Formationen geschaffen. Das Verfahren umfaßt den Einsatz einer verbesserten Kugeldichtung aus Polyurethan oder
einer Kombination, die aus einem festen Kern besteht, auf welchen ein Polyurethanüberzug aufgebracht ist. Bei dem
Polyurethan handelt es sich vorzugsweise um den Typ eines Polyesterelastomeren oder eines Polyätherelastomeren, mit der
Voraussetzung, daß die Kugeldichtung widerstandsfähig gegen Lösungsmittel (Polyesterbasis)oder wässrigen Medien (PoIyätherbasis)
ist. Vorzugsweise ist die Dichte der Kugeldichtungen geringer als diejenige der Behandlungsflüssigkeit, während
die Kugeldichtungen bevorzugt durch Spritzpreßverfahren hergestellt werden, um einen gleichmäßigen überzug für den
009834/0625 1n
Kern zu gewährleisten. Auch die zusammengesetzten Kugeldichtungen besitzen vorzugsweise eine geringere Dichte als
die Behandlungsflüssigkeit.
Versuche haben ergeben, daß sich eine besonders günstige Kugeldichtung ergibt, wenn sie einen Kern besitzt, der aus
einem syntaktischen Schaum besteht, der einen Überzug aus einem Polyurethanesterelastomeren trägt.
Kurz zusammengefaßt, wird das Verfahren durchgeführt, indem
man durch das Bohrloch eine Anzahl der oben beschriebenen Kugeldichtungen abführt, bis die Kugeldichtungen sich auf
die Perforationen innerhalb des Bohrloches setzen und diese abdichten. Die Behandlungsflüssigkeit wird dann zu den nicht
abgedichteten Teilen abgeleitet, wodurch die Möglichkeit besteht, Behandlungsflüssigkeiten nunmehr durch alle oder andere
Bohrlochperforationen zu injizieren. Die Polyurethanelastomeren sind besonders geeignet als schwimmende Dichtungen, infolge
ihrer relativ geringen Dichte, die bei etwa 1,0 g/cm liegt.
Weitere Vorteile, Merkmale und Einzelheiten der Erfindung werden anhand der nachfolgenden Beschreibung verschiedener
Ausführungsbeispiele unter Bezugnahme auf die beigfügten Zeichnungen deutlich. Dabei zeigt im einzelnen:
Fig. 1 einen Vertikalschnitt durch ein Bohrloch zur Erläuterung des erfindungsgemäßen Verfahrens
und
. · · 11
00988^/0625
2324610
Fig. 2 einen Schnitt durch eine Kugeldichtung.
Die Durchführung der Erfindung gemäß einer beschriebenen bevorzugten
Ausführungsform ist in Fig. 1 dargestellt. Das Bohrloch'gemäß Fig. 1 besitzt eine Bohrlochauskleidung 12, die bis
zum Fuß der Bohrung läuft und außen eine Betonschicht trägt, um die Bohrlochauskleidung an ihrem Platz zu halten und die
durchdrungenen Formationen oder Intervalle voneinander zu isolieren. Die Betonschicht 13 erstreckt sich von dem Boden der
Bohrung mindestens bis zu einem Punkt oberhalb der führenden Schicht 15. Wenn aus der führenden Schicht 15 Kohlenwasserstoffe
gefördert werden, ist es erforderlich, eine Flüssigkeitsverbindung zwischen der Förderschicht 15 und dem Inneren
der Bohrlochauskleidung 12 zu schaffen. Dies wird durch Perforationen 14 bewerkstelligt, die sich durch die Bohrlochauskleidung
12 und die Betonschicht 13 erstrecken.
Die Kohlenwasserstoffe strömen aus der Förderschicht 15 durch die Perforationen 14 in das Innere der Bohrlochauskleidung
ein und werden durch ein Förderrohr 16 zur Erdoberfläche geführt. Ein Dichtungsstück 17 befindet sich in der Nähe des
unteren Endes des Förderrohres 16 und oberhalb der höchsten Perforation, um eine Druckdichtung zwischen dem Förderrohr
16 und der Bohrlochauskleidung 12 zu schaffen. Förderleitungen werden nicht immer eingesetzt, und in solchen Fällen wird das
gesamte Innere Volumen der Bohrlochauskleidung als Leitung für die Kohlenwasserstoffe zur Erdoberfläche eingesetzt.
909884/0625
2324610
Wenn eine Ablenkung während einer Bohrlochbehandlung erforderlich ist, setzt man Kugeldichtungen 20 ein, um einige der
Perforationen abzudichten. Die Kugeldichtungen sind bevorzugt in etwa kugelförmig, wobei jedoch auch andere Geometrien einsetzbar
sind.
Die Verwendung von Kugeldichtungen 20 zum Verschließen von Perforationen 14 wird dadurch erzielt, daß man die Kugeldichtungen
20 in die Bohrlochauskleidung 12 zu einer vorbestimmten Zeit während der Behandlung einführt.
Wenn die Kugeldichtungen 20 in die Flüssigkeit oberhalb des perforierten Teiles der Bohrlochauskleidung eingesetzt worden
sind, werden sie durch die Förderleitung 16 oder die BohrlochausKleidung
12 durch den Flüssigkeitsstrom abwärts geführt. Wenn die Flüssigkeit an dem perforierten Intervall der Bohrlochauskleidung
angekommen ist, wird sie nach außen durch die Perforation 14 in die behandelte Förderschicht 15 abgeführt.
Der Strom der Behandlungsflüssigkeit durch die Perforationen trägt die Kugeldichtung 20 in Richtung auf die Perforationen
14 und setzt sie auf den Perforationen 14 ab. Nachdem die Kugeldichtungen
20 auf den Perforationen sitzen, werden sie dort durch die Druckdifferenz der Flüssigkeit gehalten, die zwischen
der Innenseite der Bohrlochauskleidung und der Förderschicht
15 auf der Außenseite der Bohrlochauskleidung besteht. Die aufgesetzten Kugeldichtungen gewährleisten einen dichten Abschluß
der Perforationen 14, bis zu dem Zeitpunkt, wenn die
Druckdifferenz umgekehrt ist und die Kugeldichtungen freigesetzt werden.
90S8S4/O625 °**13
2324610
Die Kugeldichtungen 20 neigen dazu, sich zuerst auf diejenigen Perforationen zu setzen, durch welche die Behandlungsflüssigkeit
am schnellsten fließt. Das bevorzugte Schließen von Perforationen mit einem hohen Flüssigkeitsdurchsatz führt zum Ausgleich der Behandlung einer Förderschicht über den gesamten
perforierten Bereich.
Zur maximalen Wirksamkeit beim Aufsetzen auf die Perforationen
sollten die Kugeldichtungen vorzugsweise eine Dichte besitzen, die geringer ist als die Behandlungsflüssigkeit in dem Bohrloch
bei Temperatur- und Druckbedingungen, wie sie unten im Bohrloch auftreten. So ist es beispielsweise nicht ungewöhnlich,
daß am Fuß des Bohrlochs ein Druck vorliegt, der 690 bar übersteigt und sogar während einer Bohrlochbehandlung 1 035 bar erreichen
kann. Wenn eine Kugeldichtung keine hinreichende Festigkeit besitzt, um diesem hohen Druck zu widerstehen, fällt sie
zusammen, wodurch die Dichte der Kugeldichtung bis auf einen solchen Wert ansteigt, der leicht die Flüssigkeitsdichte überschreiten
kann.
Da die Flüssigkeiten, die für die Behandlung von Formationen eingesetzt werden, im allgemeinen eine Dichte besitzen, die
zwischen etwa 0,7 g/cm bis wesentlich oberhalb 1,1 g/cm liegt, ist eine ganze Serie leichter Kugeldichtungen erforderlich,
um die Dichtungen in den Behandlungsflüssigkeiten schwimmen
zu lassen. Eine solche Kugeldichtung, die in der Lage ist, dem Behandlungsdruck am Fuß des Bohrlochs zu widerstehen und
trotzdem eine Dichte im Bereich von 0,7 bis 1,2 g/cm aufrecht-
...
t098*4/062£
" 14 " 2324610
zuerhalten, ist in Fig. 2 dargestellt. Diese kugelförmige Kugeldichtung 20 besitzt einen kugelförmigen Kern 101 aus
syntaktischem Schaum, der mit einem Polyurethanelastomeren 201 überzogen ist. Vorzugsweise umfaßt das Polyurethanelastomere
ein festes Polyurethan auf Polyäther- oder Polyesterbasis. Polyätherbasispolyurethan wird vorzugsweise für die Ablenkung
von wässrigen Behandlungsflüssigkeiten eingesetzt, während Polyesterbasispolyurethan für die Ablenkung von Behandlungsflüssigkeiten aus Kohlenwasserstoffen bevorzugt wird.
Syntaktischer Schaum ist ein Material, das aus hohlen, kugelförmigen
Teilchen besteht, die in einem Binder dispergiert sind. Die hendelsüblich verfügbaren syntakitschen Schäume niedriger
die
Dichte, hineichend fest sind, um dem Druck und der Temperatur zu widerstehen, wie sie auf die Kugeldichtungen einwirken,
sind aus mikroskopisch kleinen, hohlen Glaskugeln (mit einem durchschnittlichen Durchmesser von etwa 50 Mikron) hergestellt,
die in einem Harzbinder, wie beispielsweise aus Epoxyharz,dispergiert
sind. Die syntaktischen Schaumsysteme können auch aus Kugeln aus anderen Materialien als Glas bestehen, während auch
das Bindermaterial nicht Epoxyharz sein muß, sondern beispielsweise geeignete thermoplastische oder wärmeaushärtbare Kunststoffe.
Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung ist der syntaktische Schaumkern mit einem Polyurethanelastomeren überzogen.
Die Kugeldichtungen können in der folgenden Weise hergestellt werden. Beim ersten Schritt erzeugt man durch Gießen
...15
909884/0625
45 292461Q
oder durch Ausarbeiten aus einem Block syntaktische Schaumkugeln,
die als Kugeldichtungskern eingesetzt werden sollen. Die syntaktischen Schaumkerne werden dann gereinigt und mit
einem geeigneten Bindemittel behandelt und dann mit dem gewünschten Urethanüberzug abgedeckt.
Die Oberflächenvorbereitung,bei welcher es sich normalerweise
um ein Reinigungsverfahren handelt, ist erforderlich, um eine gute Bindung zwischen dem Überzug aus dem Polyurethanelastomere
und dem syntaktischen Schaumkern zu erzielen. Man verwendet vorzugseise einen starken Luftstrom zur Entfernung von Staub,
wie auch dem größten Teil des verbrochenen Glases und der Verunreinigungen,
die bei der He : „llung der Kerne gebildet werden.
Sandbestrahlung ist mit einem guten Erfolg eingesetzt worden, wobei sich jedoch die Behandlung auf eine kurze Zeit
erstrecken sollte, infolge des starten Abriebes des Kernes. Wenn die Kugeln ölig sind, hat sich ein Waschen mit Trichlorethylen
als zufriedenstellend erwiesen» Wenn die Kugeln von Verunreinigungen und Öl frei sind, können sie mit einem entsprechenden
Bindemittel überzogen werden, das zur Bildung einei guten Bindung mit dem Polyurethan ausgewählt wird.
Als nächstes folgt die Formung eines Überzuges aus dem Polyurethanelastomeren
um den syntaktischen Schaumkern. Dies kann erzielt werden durch die Verwendung eines Injektionsverfahrens
das so ausgesiegt ists daß eine Vielzahl von syntaktischen
Schaumkugeln oder Kernen überzogen werden kann. Nach einem geeigneten Spritspreßverfahren kann man beispielsweise drei
Pl&^fcen verwenden. Zwei "konkave" Platten enthalten eine Viel-
108884/0625 " -.-ie
2324610
zahl von konkaven, halbkugelförmigen Aussparungen, deren Durchmesser ebenso groß ist wie der Außendurchmesser der
Kugelüberzüge. Eine "Konvexft-Platte enthält eine Vielzahl
konvexer, halbkugelförmiger Vorsprünge, deren Durchmesser ebenso groß ist wie der Durchmesser des Kugeldichtungskerns,
die konzentrisch in den konkaven Aussparungen der "Konkav"-Platten
angeordnet werden können. Der erste Schritt bei der Herstellung des Überzuges um die syntaktischen Kerne liegt
in der Verbindung einer der "Konkav"-Platten mit der "Konvex"-Platte.
Nachdem die beiden Platten miteinander verbunden sind, wird Polyurethan in den freien Raum injiziert, der zwischen
den konkaven Aussparungen und konvexen Vorsprüngen liegt, um damit eine Hälfte der Kernabdeckung zu formen. Die "Konvex"-Platte
sollte aus der "Konkav"-Platte herausgenommen werden,
bevor das Polyurethan vollsöndig gehärtet ist. Nachdem die "Konvex"-Platte herausgenommen ist, werden die syntaktischen
Schaumkerne in die teilweise gehärteten Polyurethanhalbschalen eingelegt. Die andere "Konkav"-Platte wird dann mit der ersten
"Konkav"-Platte so verbunden, daß die konkaven Aussparungen
der beiden Platten konzentrisch den Teil der Kugeln überdecken, die noch nicht mit Polyurethan überzogen sind. Der freie Raum
in der halbkugelförmigen Aussparung wird dann mit Polyurethan gefüllt , um den Polyurethanüberzug auf den syntaktischen
Schaumkernen zu vervollständigen. Das Formen der zweiten Hälfte des Polyurethanuberzuges wird unter Zeit-, Temperatur- und
Druckbedingungen durchgeführt, die geeignet sind, um das neuaugeführte
Urethan zu härten, wie auch erne Aktivierung der
Verletsungspunkte in dem anderen halbkuyeiförmigen Überzug zu
909884/062S
bewirken. Dieses Verfahren wurde mit Erfolg zur Herstellung einer guten Polyurethan/Polyurethanbindung eingesetzt. Untersuchungen
haben gezeigt, daß das Formen des Polyurethanelastomeren auf dem Kern zu einer im wesentlichen gleichmäßigen Abdeckung
führt. Die tatsächlichen Formbedingungen verändern sich mit der Polyurethanzusammensetzung und können leicht durch den
Sechverständigen auf diesem Gebiet bestimmt werden.
Obwohl es sich bei dem Material der oben diskutierten Kugeldichtungskerne
um syntaktischen Schaum handelt, können auch bestimmte thermoplastische Kunststoffe als Kernmaterial zur
Herstellung leichter Kugeldichtungen eingesetzt werden. Polymethyl penten besitzt eine Dichte von 0,083 g/cm und ist ein
hochtemperaturthermoplastischer Stoff (Schmelzpunkt bei etwa 230 - 2400C). Alle anderen leichten Kunststoffe, die typischerweise
Polybutylen, Polyäthylen, Polypropylen und Polyallomer-Kopolymere umfassen, sind etwas schwerer als dies annehmbar
wäre. Darüber hinaus sind sie, da es sich bei diesen Materialien um niedrigtemperaturthermoplastische Stoffe handelt,
weniger erstrebenswert als Kugeldichtungskerne von dem Standpunkt aus gesehen, daß sie sich mit großer Wahrscheinlichkeit
unter den Temperatur- und Druckbedingungen, wie sie normalerweise am Fuß eine Bohrloches vorliegen, in die Perforationen
hineindrücken lassen. Für bestimmte Niedrigtemperaturanwendungen, die keine besonders leichten Kugeldichtungen erfordern,
könnte man diese Materialien mit einem Urethanüberzug gemäß der Erfindung als Kugeldichtungen verwenden. Für
noch geringere Dichtebeschränkungen können schwerere Kerne unter Verwendu/:C: vor": thermoplastischer, oder wermeeushärtbaren
Kunststoffen eingesetzt werden, wie Nylon bzw. Phenoline, wobei diese Kerne mit einem Lösungsmittelwiderstandsfähigen
Polyurethanüberzug versehen werden, um die Kugeldichtungen gemäß der Erfindung darzustellen.
Untersuchungen, die an mit Polyurethan überzogenen syntaktischen Schaumkugeldichtungen durchgeführt wurden, haben gezeigt,
daß sie mechanisch stabil sind, wenn sie einer mechanischen Druckdifferenz von 104 bar über simulierte Perforationen ausgesetzt
waren und ebenso bei einer Temperatur in der Größenordnung von 75°C. Für Bohrlochbehandlungsverfahren, bei welchen
lediglich eine geringe Druckdifferenz über die Bohrlochauskleidungs vperforationen aufrechterhalten wird, können Kugeldichtungen
eingesetzt werden, die vollständig aus Polyurethan bestehen.
Die chemische Widerstandsfähigkeit von Polyurethankugeln wurde
verglichen mit BUNA-N (ein Gummi, das normalerweise für Kugeldichtungsüberzüge eingesetzt wird) auf der Basis der Scherfestigkeit.
Die Untersuchungen wurden an Beispielen durchgeführt, die sich zusammensetzten BUNA-N und Polyurethan, um die
Stanzscherung auf die Kugeldichtungen durch die Bohrlochauskleidungsperforationen
zu simulieren. Die Untersuchung bestand aus einer ASTM Standard-Scherfestigkeitsbestimmung, dLe im
wesentlichen durchgeführt wurde gemäß ASTM Standards D 732-46, "Shear Strength of Plastics", Seiten 249 bis 251.
Die Scherfestigkeit und Dickenmessungen wurden durchgeführt
Sri η f? ö / / rt .- _ -
an Streifen von BUNA-N 49OFB und BUNA-N 483, das von der
Firma F. H. Maloney Co., und Polyurethan 6321-8 sowie Polyurethan 6321-9, wobei es sich um Polyesterpolyurethane
handelt, die von Molded Dimensions Company vertrieben werden. Bei den für die Untersuchung verwendeten Proben handelt es
sich um Streifen von etwa 4 χ 13 cm und einer Dicke von etwa 0,20 cm. Die Dicke, Härte und Scherfestigkeit einer jeden
Probe wurde gemessen bevor und nachdem die Proben Xylol in einem Druckbehälter ausgesetzt waren, der zwei Stunden lang
auf einem Druck von 137 bar und einer Temperatur von 93 C gehalten wurde. Die Dicke wurde an \ rschiedenen Stellen eines
jeden Streifens unter Verwendung ein*« Reibsperrmikrometers
durchgeführt, um die Gleichmäßigkeit, eier Messung sicherzustellen.
Die Härte wurde bestimmt unter Verwendung eines Standard Shore A-2 Härtemeters. Fünf Schertests wurden an
jeder Probe durchgeführt unter Einsatz ei ;?s Schergerätes und eines Verfahrens, wie es die oben erwähnte ASTK Standardvorschrift
erfordert. Die gemessenen Veränderungen in der durchschnittlichen Dicke, Härte und Scherfestigkeit nach der
Einwirkung von Xylol bei 93°C und 137 bar sind in der folgenden Tabelle I zusammengefaßt.
Tabelle I; Festgestellte Veränderungen hinsichtlich der Dicke, Härte und
Scherfestigkeit nach einer 2-stündigen Einviirkung von Xylol bei 137 bar
und 93°C -
...20
909884/Ö625
Zusammensetzung
% Änderung
der Dicke
der Dicke
% Änderung der Härte
% Änderung der Scherfestigkeit
Polyurethan 6321-8 15
Polyurethan 6321-9 11
BUNA-N 490 FB 20
BUNA-N 483 34
-13 -10 -27 -42
-39 -46 -70 -74
Die Ergebnisse dieser Untersuchungen hinsichtlich der Widerstandsfähigkeit
gegenüber Lösungsmittel zeigen, daß die Polyurethanzusammensetzungen eine erheblich bessere Dimensionsstabilität besaßen, eine bessere Härte aufrechterhielten und
im wesentlichen eine größere Scherfestigkeit beibehielten als das normalerweise verwendete BUNA-N-Gummi, um die Kugeldichtungen
zu überziehen. Diese Ergebnisse zeigen, daß die Kugeldichtungen mit ähnlichen Polyurethanüberzügen wesentlich
besser geeignet sind als die mit BUNA-N-Gummi überzogenen Kugeldichtungen, wenn sie aromatischen Lösungsmitteln, wie z. B.
Xylol ausgesetzt werden, das üblicherweise als Lösungsmittel bei der Behandlung von Erdölbohrungen eingesetzt wird.
909884/0625
Claims (16)
1. Verfahren zur Behandlung unterirdischer Formationen, die ein mit einer Auskleidung versehenes Bohrloch umgeben, wo-
§09884/06*1
Postscheckkonto: Hamburg 291220-205 · Bank: Dresdner Bank AG. Hamburg, Kto.-Nr. 3813897 *··2
2824610
bei man die Bohrlochauskleidung mit einem Bereich versieht, innerhalb dessen eine Mehrzahl von Perforationen angeordnet
ist, dadurch gekennzeichnet, daß man:
a) durch das Bohrloch eine Flüssigkeit abwärts transportiert, in welcher eine Mehrzahl von Kugeldichtungen suspendiert
ist, deren Größe zur Abdichtung der Perforationen bemessen ist und die einen festen Kern sowie einen überzug aus einem
Polyurethanpolymeren besitzen und
b) den Strom der Flüssigkeit aufrechterhält, bis zumindest ein Teil der Perforationen abgedichtet ist.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Kugeldichtungen eine Dichte besitzen, die geringer ist als diejenige
der Behandlungsflüssigkext.
3. Verfahren nach den Ansprüchen 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet,
daß man as Behandlungsflüssigkeit einen flüssigen Kohlenwasserstoff
verwendet, während es sich bei dem Polyurethanelastomeren um ein Elastomeres auf einer Polyesterbasis handelt.
4. Verfahren nach den Ansprüchen 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet,
daß man als Behandlungsflüssigkeit eine wässrige Flüssigkeit verwendet und das Polyurethanelastomere ein Elastomeres
auf Polyätherbasis ist.
5. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Kugeldichtungen hergestellt werden, in-
— "7 _
292461Q
dem man im Spritzgußverfahren das Polyurethanelastomere auf
den Kern unter Bildung einer im wesentlichen gleichmäßigen Schichtdicke aufträgt.
6. Verfahen nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der Kern aus einem syntaktischen Schaum besteht.
7. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man
die Kugeldichtungen in einem flüssigen Kohlenwasserstoff suspendiert,zu dem perforierten Bereich der Bohrlochauskleidung
hinführt und die Kugeldichtungen eine Dichte besitzen, die geringer ist als diejenige der Flüssigkeit, wobei die Kugeldichtungen einen festen Kern und einen überzug aus einem Polyurethanelastomeren auf Polyesterbasis besitzen.
8. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Dichte der Kugeldichtungen im Bereich
zwischen 0,7 und 1,2 g/cm^ liegt.
9. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß man aufeinanderfolgend zwei Schichten einer
unterirdischen Formation, die ein Bohrloch umgibt, behandelt, indem man zunächst ein Teil der Perforationen mittels aus einem
Polyurethanelastomeren bestehenden Kugeldichtungen abdichtet.
10. Kugeldichtung zur Durchführung des Verfahrens nach den Ansprüchen 1 bis 9* dadurch gekennzeichnet, daß die Kugeldichtung
(20) aus einem festen Kern (101) besteht, der mit einem überzug
«0**04/062$ ...4
(201) aus einem Polyurethanelastomeren beschichtet ist.
11. Kugeldichtung nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet,
daß der feste Kern (101) der Kugeldichtung (20) aus syntaktischem Schaum besteht.
12. Kugeldichtung nach den Ansprüchen 10 oder 11, dadurch gekennzeichnet,
daß der überzug (201) durch ein Spritzpreßverfahren auf den Kern (101) aufgebracht wird.
13. Kugeldichtung nach Anspruch 10, dadurch gekenneeichnet, daß
sie aus einem Kern und einem Polyurethanüberzug besteht.
14. Kugeldichtung nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, daß auch der Kern aus Polyurethan besteht.
15· Kugeldichtung nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, daß
der Kern aus syntaktischem Schaum besteht, wobei es sich bei dem syntaktischem Schaum um ein Material handelt, bei welchem hohle,
kugelförmige Teilchen in einem Binder dispergiert sind, worauf ein Polyurethanüberzug aufgetragen ist.
16. Kugeldichtung nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet, daß die Dichte der Kugeldichtung im Bereich zwischen 0,7 und 1,2
g/cm3 liegt.
17· Kugeldichtung nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, daß
der Kern aus Polyraethylpenten besteht, auf welchen ein elastomerer
überzug aus Polyurethan aufgebracht ist.
909684/0626
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US92141378A | 1978-07-03 | 1978-07-03 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE2924610A1 true DE2924610A1 (de) | 1980-01-24 |
Family
ID=25445393
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE19792924610 Withdrawn DE2924610A1 (de) | 1978-07-03 | 1979-06-19 | Verfahren zur behandlung unterirdischer formationen sowie kugeldichtungen zur durchfuehrung des verfahrens |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4407368A (de) |
AU (1) | AU528482B2 (de) |
CA (1) | CA1114737A (de) |
DE (1) | DE2924610A1 (de) |
FR (1) | FR2438152A1 (de) |
GB (1) | GB2025485B (de) |
MX (1) | MX153376A (de) |
MY (1) | MY8500114A (de) |
NL (1) | NL7905187A (de) |
NO (1) | NO792181L (de) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE102004043948A1 (de) * | 2003-09-27 | 2005-05-25 | Dynaenergetics Gmbh & Co. Kg | Perforationskanonensystem mit selbstverschließenden Durchschusslöchern |
Families Citing this family (81)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4410387A (en) * | 1980-02-27 | 1983-10-18 | Molded Dimensions Inc. | Ball sealers and method of preparation |
US4287952A (en) * | 1980-05-20 | 1981-09-08 | Exxon Production Research Company | Method of selective diversion in deviated wellbores using ball sealers |
US4387769A (en) * | 1981-08-10 | 1983-06-14 | Exxon Production Research Co. | Method for reducing the permeability of subterranean formations |
US4505334A (en) * | 1983-09-06 | 1985-03-19 | Oil States Industries, Inc. | Ball sealer |
US4753295A (en) * | 1984-11-19 | 1988-06-28 | Exxon Production Research Company | Method for placing ball sealers onto casing perforations in a deviated portion of a wellbore |
US4702318A (en) * | 1986-04-09 | 1987-10-27 | Mobil Oil Corporation | Injectivity profile in CO2 injection wells via ball sealers |
US4702316A (en) * | 1986-01-03 | 1987-10-27 | Mobil Oil Corporation | Injectivity profile in steam injection wells via ball sealers |
BR8604808A (pt) * | 1986-10-03 | 1988-05-17 | Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Sistema mecanico e processo para diversificacao em operacao de acidificacao de formacoes produtoras de petroleo |
GB8715835D0 (en) * | 1987-07-06 | 1987-08-12 | Balmoral Group | Coating of syntactic articles |
AU7145391A (en) * | 1990-01-29 | 1991-08-21 | Conoco Inc. | Method and apparatus for sealing pipe perforations |
US5253709A (en) * | 1990-01-29 | 1993-10-19 | Conoco Inc. | Method and apparatus for sealing pipe perforations |
DE4206331A1 (de) * | 1991-03-05 | 1992-09-10 | Exxon Production Research Co | Kugelabdichtungen und verwendung derselben zur bohrlochbehandlung |
US5485882A (en) * | 1994-10-27 | 1996-01-23 | Exxon Production Research Company | Low-density ball sealer for use as a diverting agent in hostile environment wells |
US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9682425B2 (en) * | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US9079246B2 (en) * | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US9109429B2 (en) * | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US7066266B2 (en) * | 2004-04-16 | 2006-06-27 | Key Energy Services | Method of treating oil and gas wells |
WO2006014951A2 (en) * | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Key Energy Services, Inc. | Method of pumping an “in-the formation” diverting agent in a lateral section of an oil or gas well |
US7647964B2 (en) * | 2005-12-19 | 2010-01-19 | Fairmount Minerals, Ltd. | Degradable ball sealers and methods for use in well treatment |
US8714250B2 (en) * | 2007-10-18 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Multilayered ball sealer and method of use thereof |
US8936085B2 (en) | 2008-04-15 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing by ball sealers |
US9212535B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers |
US8561696B2 (en) | 2008-11-18 | 2013-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of placing ball sealers for fluid diversion |
US20110221137A1 (en) * | 2008-11-20 | 2011-09-15 | Udoka Obi | Sealing method and apparatus |
GB0906541D0 (en) * | 2009-04-16 | 2009-05-20 | Brinker Technology Ltd | Delivery method and compositions |
US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
US8783365B2 (en) | 2011-07-28 | 2014-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
US20130048282A1 (en) * | 2011-08-23 | 2013-02-28 | David M. Adams | Fracturing Process to Enhance Propping Agent Distribution to Maximize Connectivity Between the Formation and the Wellbore |
US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
US9068428B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
US20140345875A1 (en) * | 2013-05-21 | 2014-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Syntactic Foam Frac Ball and Methods of Using Same |
WO2014189766A2 (en) * | 2013-05-21 | 2014-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Syntactic foam frac ball and methods of using same |
US9617841B2 (en) | 2013-05-29 | 2017-04-11 | Marvin Boedeker | Hydraulic fracturing ball sealers |
US9816339B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole |
US9914871B2 (en) | 2013-12-26 | 2018-03-13 | Kureha Corporation | Ball sealer for hydrocarbon resource recovery, method for manufacturing same, and method for treating borehole using same |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US11814923B2 (en) * | 2018-10-18 | 2023-11-14 | Terves Llc | Degradable deformable diverters and seals |
CA2936851A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
US10415344B2 (en) * | 2015-02-27 | 2019-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus for using an untethered object to form a seal in a well |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
US9816341B2 (en) * | 2015-04-28 | 2017-11-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging devices and deployment in subterranean wells |
US9745820B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-08-29 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment in subterranean wells |
US10233719B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-03-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US11851611B2 (en) | 2015-04-28 | 2023-12-26 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9567826B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10513653B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-12-24 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9708883B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-07-18 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10641069B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-05 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10774612B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-09-15 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US9567824B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Fibrous barriers and deployment in subterranean wells |
US9567825B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
US10016810B2 (en) | 2015-12-14 | 2018-07-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof |
US9920589B2 (en) | 2016-04-06 | 2018-03-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
US10760370B2 (en) | 2016-12-16 | 2020-09-01 | MicroPlug, LLC | Micro frac plug |
GB201707552D0 (en) * | 2017-05-11 | 2017-06-28 | Qinov8 Uk | Sealing element |
CA3012511A1 (en) | 2017-07-27 | 2019-01-27 | Terves Inc. | Degradable metal matrix composite |
US10808162B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-10-20 | Fairmount Santrol Inc. | Crush resistant buoyant ball sealers |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2933136A (en) * | 1957-04-04 | 1960-04-19 | Dow Chemical Co | Well treating method |
US3010514A (en) * | 1957-10-09 | 1961-11-28 | Socony Mobil Oil Co Inc | Oil well cementing |
US3437147A (en) * | 1967-02-23 | 1969-04-08 | Mobil Oil Corp | Method and apparatus for plugging well pipe perforations |
US4139060A (en) * | 1977-11-14 | 1979-02-13 | Exxon Production Research Company | Selective wellbore isolation using buoyant ball sealers |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2754910A (en) * | 1955-04-27 | 1956-07-17 | Chemical Process Company | Method of temporarily closing perforations in the casing |
US3011197A (en) * | 1957-07-18 | 1961-12-05 | Mobay Chemical Corp | Pipeline cleaning devices |
DE1139453B (de) * | 1959-12-30 | 1962-11-15 | Dow Chemical Co | Verfahren zur Behandlung von Bohrloechern |
US3174546A (en) * | 1962-08-29 | 1965-03-23 | Pan American Petroleum Corp | Method for selectively sealing-off formations |
GB1319094A (en) | 1970-11-18 | 1973-05-31 | Knapp M M M | Pipeline pig and associated apparatus |
US4102401A (en) * | 1977-09-06 | 1978-07-25 | Exxon Production Research Company | Well treatment fluid diversion with low density ball sealers |
-
1978
- 1978-07-03 US US05/921,413 patent/US4407368A/en not_active Expired - Lifetime
-
1979
- 1979-06-06 CA CA329,205A patent/CA1114737A/en not_active Expired
- 1979-06-13 AU AU48020/79A patent/AU528482B2/en not_active Expired
- 1979-06-19 DE DE19792924610 patent/DE2924610A1/de not_active Withdrawn
- 1979-06-28 NO NO792181A patent/NO792181L/no unknown
- 1979-06-29 GB GB7922734A patent/GB2025485B/en not_active Expired
- 1979-07-03 NL NL7905187A patent/NL7905187A/nl not_active Application Discontinuation
- 1979-07-03 MX MX178323A patent/MX153376A/es unknown
- 1979-07-03 FR FR7917197A patent/FR2438152A1/fr active Granted
-
1985
- 1985-12-30 MY MY114/85A patent/MY8500114A/xx unknown
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2933136A (en) * | 1957-04-04 | 1960-04-19 | Dow Chemical Co | Well treating method |
US3010514A (en) * | 1957-10-09 | 1961-11-28 | Socony Mobil Oil Co Inc | Oil well cementing |
US3437147A (en) * | 1967-02-23 | 1969-04-08 | Mobil Oil Corp | Method and apparatus for plugging well pipe perforations |
US4139060A (en) * | 1977-11-14 | 1979-02-13 | Exxon Production Research Company | Selective wellbore isolation using buoyant ball sealers |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE102004043948A1 (de) * | 2003-09-27 | 2005-05-25 | Dynaenergetics Gmbh & Co. Kg | Perforationskanonensystem mit selbstverschließenden Durchschusslöchern |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2025485B (en) | 1982-09-15 |
AU528482B2 (en) | 1983-04-28 |
US4407368A (en) | 1983-10-04 |
AU4802079A (en) | 1980-01-10 |
NL7905187A (nl) | 1980-01-07 |
FR2438152A1 (fr) | 1980-04-30 |
NO792181L (no) | 1980-01-04 |
FR2438152B1 (de) | 1984-02-03 |
GB2025485A (en) | 1980-01-23 |
MY8500114A (en) | 1985-12-31 |
MX153376A (es) | 1986-10-07 |
CA1114737A (en) | 1981-12-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE2924610A1 (de) | Verfahren zur behandlung unterirdischer formationen sowie kugeldichtungen zur durchfuehrung des verfahrens | |
DE2838552C2 (de) | Kugeldichtungen zur selektiven Abdichtung von Perforationen einer Bohrlochauskleidung | |
DE4206331A1 (de) | Kugelabdichtungen und verwendung derselben zur bohrlochbehandlung | |
DE2848972C2 (de) | Verfahren zur selektiven Behandlung unterirdischer Formationen | |
DE3115342A1 (de) | Verfahren zur selektiven abdichtung von perforationen in schraegverlaufenden bohrlochauskleidungen | |
DE60131578T2 (de) | Bohrlochabdichtung | |
DE2649487A1 (de) | Gewinnung von zaehfluessigem petroleum aus dichten teersanden | |
DE2107446A1 (de) | Schutzumhüllung für in Wasser stehende Gegenstände, insbesondere Pfähle | |
DE2717267A1 (de) | Verfahren und vorrichtung zum entfernen einer sandfuellung aus einer niederdruckbohrung | |
DE1955724A1 (de) | Ablaufsicherheitsgeraet | |
DE2604495A1 (de) | Rotary-gesteines- oder erdbohrer | |
DE2849023C2 (de) | Verfahren zum Aufbringen von Kugeldichtungen auf Perforationen in Auskleidungen von Tiefbohrlöchern | |
DE3249871C2 (de) | ||
DE2704100A1 (de) | Verfahren und vorrichtung zur erleichterung des eintreibens von pfaehlen in das erdreich | |
DE1232535B (de) | Verfahren zur Erdoelgewinnung | |
DE2813599B2 (de) | Faserverstärktes Kunststoffteil | |
DE3120479C2 (de) | ||
DE4431331A1 (de) | Verfahren und Einrichtung zur Reinigung von mit Schadstoff kontaminiertem Grundwasser | |
DE1675172A1 (de) | Gleitlager | |
DE1640245A1 (de) | Elektrischer Sammelschienenkanal | |
DE19806923C1 (de) | Verfahren zur Abdichtung einer Brunnenbohrung | |
DE19604525C2 (de) | Hochliegende Abdichtungssohle mit Baugrubenumschließung | |
DE2809695A1 (de) | Verfahren zur ausbildung einer nichtaufloesbaren sandrueckhaltepackung und nach dem verfahren hergestellte packung | |
DE2838479C2 (de) | Verfahren zur Behandlung einer unterirdischen Formation, die eine mit Perforationen versehene Bohrlochauskleidung umgibt | |
DE1934170A1 (de) | Verfahren zum Eindaemmen und Entfernen von in das Erdreich eingedrungenem Mineraloel |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
8110 | Request for examination paragraph 44 | ||
8130 | Withdrawal |