EA002585B1 - Жидкости и способы для завершения углеводородных скважин - Google Patents

Жидкости и способы для завершения углеводородных скважин Download PDF

Info

Publication number
EA002585B1
EA002585B1 EA200100739A EA200100739A EA002585B1 EA 002585 B1 EA002585 B1 EA 002585B1 EA 200100739 A EA200100739 A EA 200100739A EA 200100739 A EA200100739 A EA 200100739A EA 002585 B1 EA002585 B1 EA 002585B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
fluid
well
present
amylase
concentration
Prior art date
Application number
EA200100739A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200100739A1 (ru
Inventor
Рэймонд Дж. Тибблс
Мехмет Парлар
Фрэнк Ф. Чэнг
Дианкуи Фу
Марк Дэйвисон
Элизабет В.А. Моррис
Антье М. Виренга
Палатинкара Винод
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of EA200100739A1 publication Critical patent/EA200100739A1/ru
Publication of EA002585B1 publication Critical patent/EA002585B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/24—Bacteria or enzyme containing gel breakers
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/925—Completion or workover fluid

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Filtering Materials (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Treatment Of Sludge (AREA)
  • Underground Or Underwater Handling Of Building Materials (AREA)

Abstract

Изобретение относится к новым жидкостям и способам для оптимизации/увеличения добычи углеводородов из подземных пластов (например, к «жидкостям для завершения скважин»), причем, главным образом, раскрываются и заявляются жидкости и способы, предназначенные для удаления закупорки ствола скважины и призабойной зоны в виде покрытия, образовавшегося после бурения и операций связанных с добычей («фильтрационная корка»); такие способы могут применяться сами по себе или совместно с такими другими операциями завершения скважин, как гравийная набивка; предпочтительные технические решения представляют собой применение систем на основе хелатирующего агента и фермента в вязкоупругой поверхностно-активной матрице.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к новым жидкостям и способам для оптимизации/повышения добычи углеводородов из подземных пластов, в особенности к описанным и заявленным жидкостям и технологиям, которые применяются для удаления закупорки пласта в стволе скважины и в призабойной зоне в виде покрытия, образовавшегося в результате бурения и операций, связанных с добычей; такие способы могут применяться как таковые или совместно с такими другими операциями завершения, как гравийная засыпка.
Предшествующий уровень техники
Настоящее изобретение относится к новым жидкостям и способам для оптимизации/увеличения добычи углеводородов из подземных пластов. Для добычи углеводородов (например, нефти, природного газа) необходимо пробурить отверстие в поверхностном слое почвы для установления контакта с углеводородным пластом. В результате такой операции углеводороды могут вытекать из пласта в ствол скважины и далее на поверхность. Выделение углеводородов из подземного пласта известно под термином «добыча». Одним из ключевых параметров, оказывающих влияние на производительность, является проницаемость пласта совместно с траекторией движения потока углеводорода до достижения ствола скважины. В некоторых случаях порода пласта обладает низкой естественной проницаемостью, в других случаях проницаемость понижается, например, в ходе бурения скважины. После бурения скважины в нее закачивают жидкость с целью контакта с областью буровой коронки, что делается по ряду причин, включающих охлаждение буровой коронки, отвод шлама от точки бурения и поддерживание гидростатического давления на стенке пласта с целью предотвращения добычи в ходе бурения.
Буровой раствор является дорогостоящим материалом, особенно из-за чрезмерных его количеств, которые должны применяться в ходе бурения. Кроме этого, буровой раствор может теряться за счет утечки в пласт. Для предотвращения такого явления буровой раствор умышленно модифицируют таким образом, чтобы утечке подвергались лишь небольшие количества жидкости, образующие покрытие на стволе скважины или так называемую «фильтрационную корку».
Если после завершения бурения желательно производить добычу, то такое покрытие или фильтрационная корка могут быть удалены. Растворы и технологии настоящего изобретения направлены на удаление фильтрационной корки или других повреждений такого рода в стволе скважины или призабойной области, которые создаются либо намеренно (как в случае бурового раствора), так и ненамеренно (как в случае слоев накипи технологической воды или обез воживающих жидкостей, образующихся при ремонтных или других вынужденных операциях, осуществляемых в скважине).
Традиционные обрабатывающие средства для удаления фильтрационной корки бурового раствора включают водный раствор с окислителем (например, персульфатом), раствор хлористо-водородной кислоты, органическую (уксусную, муравьиную) кислоту, комбинацию из кислоты и окислителя и водные растворы, содержащие ферменты. Так например, применение ферментов для удаления фильтрационной корки раскрыто в патенте США № 4169818, М1х1ите оГ Йубтохургору1се11и1о8е апб ро1у(ша1ею апйубт1бе/а1ку1 ушу1 е1йет) ак а йубтосо11о1б деШпд адеп! (1979) (кол. 1, строка 42); патенте США № 3515667, Ότί11ίη§ Г1шб аббйтуе (1970); патенте США № 3509950, ^е11 бпШпд тиб апб ксгееп сошрокйюп оГ ике 111егеоГ; патенте США № 2 259 419, ^е11 бпШпд (1941). Хелатирующие агенты (например, этилендиаминтетрауксусная кислота) также используются для облегчения растворения карбоната кальция. См., например, работы ΟΝ. Етееб апб Н.8. Еод1ет, Сйе1а1шд адеп!к ак еГГесбуе ша1пх кОшик-Шоп Пшбк Гог сагЬопа!е Готшабопк, 8РЕ 372212 (1977); СК. Егееб апб Н.8. Еод1ег, АНетпабуе 8бши1а1юп Г1шбк апб Шей 1шрас! оп сагЬопа!е ас1б|/шд. 8РЕ 31074 (1996), на полное содержание которых ссылаются в настоящем описании. В соответствии с традиционными способами, окислитель и фермент воздействуют на полимерную фракцию фильтрационной корки; кислоты, главным образом, воздействуют на карбонатную фракцию (и другие минералы). В общем случае, окислители и ферменты неэффективны в деградации карбонатной фракции; аналогичным образом, кислоты оказывают незначительное воздействие на полимер.
Помимо этого, традиционным способам удаления фильтрационной корки присущи многочисленные проблемы. Возможно, одной из наиболее значительных проблем является определение «места размещения». Так например, одним из основных компонентов фильтрационной корки является карбонат кальция. В качестве средства для удаления карбоната кальция была выбрана хлористо-водородная кислота. Реакция между хлористо-водородной кислотой и карбонатом кальция протекает очень быстро. В результате этого, фильтрационная корка начинает растворяться, что приводит к резкому повышению проницаемости поверхности призабойной зоны, вследствие чего нарушается герметизация между областью ствола скважины и пластом. Сразу после этого вся очищающая жидкость может проникать в пласт через зону повышенной проницаемости («зона поглощения бурового раствора», или дискретные зоны в интервале очень высокой проницаемости, где происходит растворение большей части фильтраци онной корки, по сравнению с другими местами рассматриваемого интервала).
Вторая проблема, связанная с удалением фильтрационной корки состоит в том, что она состоит из нескольких веществ, которые, как отмечалось выше, обычно не могут быть удалены единственным веществом. Карбонат кальция и органические полимеры (например, крахмал и другие полисахариды) являются двумя основными компонентами традиционных буровых растворов, образующих фильтрационную корку на стволе скважины.
Последовательная обработка такой корки двумя различными растворами, одним за другим, является весьма проблематичной, поскольку для этого требуется, по крайней мере, две отдельные обработки. Объединение двух различных разрушающих агентов (брокеров) (одного для полимерной фракции, и другого для кальцита) также проблематично, поскольку каждое из таких веществ характеризуется определенным профилем активности (оптимальным спектром активности, в зависимости от температуры, рН и т.д.) и профили активности двух таких различных брокеров могут не соответствовать друг другу. Это особенно вероятно, в том случае, если один из брекеров представляет собой фермент, который, как хорошо известно, является температурно- и рН-чувствительным веществом.
Более того, в том случае когда, как это часто бывает, карбонат кальция удаляют первым, по мере контактирования хлористоводородной кислоты с фильтрационной коркой, в стволе скважины создаются области повышенной проницаемости (где происходит растворение фильтрационной корки). Следовательно, на последующих фазах обработки по удалению фильтрационной корки происходит утечка раствора в пласт.
Следовательно, идеальная жидкость должна легко «размазываться» или размещаться в стволе скважины по всей длине желаемой зоны, соприкасаясь с продуктивной зоной (например, по горизонтальной зоне протяженностью в две тысячи футов [610м]) до какого-либо растворения фильтрационной корки. Если же жидкость начинает слишком быстро растворять фильтрационную корку, то она будет теряться через зону поглощения бурового раствора, вследствие чего будет нарушена жидкостная обработка в целом. Другими словами, гипотетическая идеальная жидкость должна быть совершенно нереакционноспособной в течение некоторого периода времени, что позволит осуществить ее нанесение на всю длину продуктивного интервала, после чего должна протекать медленная и однородная реакция без образования зоны поглощения бурового раствора. Следует еще раз отметить, что при образовании такой зоны, может происходить утечка всей массы жидкости через зону поглощения бурового раствора. Сле довательно, необходимо обеспечить разумно однородное/регулируемое растворение с тем, чтобы жидкость контактировала с фильтрационной коркой по всему интервалу до реализации почти полного растворения фильтрационной корки по всему рассматриваемому интервалу.
Кроме сказанного выше следует отметить, что удаление фильтрационной корки является дорогостоящей и длительной операцией. Поэтому, если возможно, желательно совместить эту операцию с другой обработкой. Так, например, если материал подлежит подаче в одну часть пласта через ствол скважины (например, при ремонтных работах), то в качестве жидкости, применяемой для переноса такого материала, можно использовать раствор кислоты, который будет также растворять части фильтрационной корки. Опять-таки, в случае утечки жидкого носителя в пласт через зону поглощения бурового раствора, ремонтные работы полностью нарушаются.
Одним из традиционных видов обработки скважин, особенно скважин, расположенных в регионе Си1Г Соа§1, США, является обработка известная, как «гравийная набивка». Операции гравийной набивки осуществляют для предотвращения добычи песка совместно с углеводородами, что часто имеет место в пластах со слабо сцементированным песком. Для предотвращения добычи песка, вокруг добывающей части ствола скважины может помещаться фильтр (или сито). Более длительный вариант решения регулирования добычи песка достигается в том случае, когда область между ситом и пластом заполнена гравием, размер которого подбирается таким образом, чтобы препятствовать движению песка через гравий, выполняющий функцию фильтра, в ствол скважины, вследствие чего при попытках продвижения песка через гравий, он отфильтровывается и удерживается гравием или ситом, в то время как углеводороды продолжают беспрепятственно (не задерживаясь гравием или ситом) поступать в скважину.
Опять-таки весьма благоприятно, если жидкость, используемая для подачи гравия, используется также для растворения фильтрационной корки, что устраняет необходимость в отдельной обработке, предназначенной только для растворения фильтрационной корки. В результате обеспечивается значительная экономия в отношении стоимости процесса за счет исключения дорогостоящей отдельной обработки, требующей значительного времени для ее осуществления.
Таким образом, желательно применять такую жидкость, которая может использоваться в качестве жидкого носителя (хотя она необязательно предназначена для этой цели) и способна разрушать фильтрационную корку. Идеальный жидкий носитель представляет собой инертное вещество, т.е. оно не должно мгновенно разрушать фильтрационную корку (в противном слу5 чае жидкость может попадать в пласт и теряться в нем), однако, идеальная жидкость для растворения фильтрационной корки, в конечном счете, должна растворять корку. В этой связи, идеальная жидкость должна каким-либо образом сочетать две таких взаимоисключающих характеристики.
Необходимость в очистке от фильтрационной корки особенно остра в завершениях скважин методом гравийной набивки, т.е. в случае скважин, в которых движение песка совместно с углеводородами предотвращается комбинацией гравийная набивка/сито, поскольку захват фильтрационной корки между пластом и ситами или гравием может приводить к значительному снижению производительности добычи. Потребность в надежной обработке по очистке от фильтрационной корки с хорошим механизмом отвода (для обеспечения надлежащего размещения) особенно актуальна в горизонтальных или наклонных скважинах. В таких случаях интервал добычи может составлять несколько тысяч футов в сравнении с вертикальной скважиной, имеющей продуктивную зону длиной примерно 30 футов (~9м). В связи с трудностью размещения массы жидкости для достижения достаточно однородного растворения на интервале в 1000 футов (305м) в сравнении с интервалом в 30 футов(~9м), требуется более длинная конфигурация и в значительной мере повышается потенциал образования зоны поглощения бурового раствора.
В связи с вышесказанным в области бурения и секторе завершения скважины существует настоятельная необходимость в надежной жидкости для быстрого, эффективного и полного разрушения фильтрационной корки, причем такая жидкость может использоваться в качестве жидкого носителя для операций другого завершения/ремонта/стимуляции добычи. Сказанное выше составляет основную цель настоящего изобретения.
Краткое изложение сущности изобретения
Настоящее изобретение относится к жидкостям, предназначенным для разрушения фильтрационной корки (возникшей при бурении, добыче, завершении скважин, ремонтных работах или стимуляции активности, как умышленно, так и непреднамеренно). В соответствии с наиболее предпочтительными воплощениями настоящего изобретения, такие жидкости и способы относятся к деградации (или «дроблению») фильтрационной корки, образующейся из такого крахмал/карбонат содержащего бурового раствора, как §ТЛКОК1ЬЬ™ (буровой раствор, производимый и поставляемый ЗсЫишЬегдег). В соответствии с другими предпочтительными техническими решениями, жидкости настоящего изобретения должны эксплуатироваться совместно с операцией гравийной набивки, в особенности, но не исключительно, для дробления фильтрационной корки совместно с операцией гравийной набивки.
В этой связи цель настоящего изобретения состоит в разработке новых завершающих жидкостей для дробления фильтрационной корки, которые используют отдельно или совместно с другими обработками, предназначенными для ремонта, завершения скважины, стимуляции добычи, в особенности с операцией гравийной набивки. Предпочтительные технические решения относятся к жидкостям, предназначенным для дробления фильтрационной корки со значительным содержанием кальцита и крахмала. Наиболее предпочтительные технические решения относятся к обрабатывающим жидкостям, содержащим два существенных компонента: хелатирующий агент и фермент. Такие компоненты выбирают по их способности растворять различные компоненты фильтрационной корки, а также по их способности растворять такие компоненты с особыми скоростями относительно друг друга. Другие предпочтительные технические решения представляют собой жидкости, содержащие два таких компонента в вязкоупругой поверхностно-активной системе. Вязкоупругие поверхностно-активные системы обладают многочисленными преимуществами, подробно обсужденными ниже в патентах США, на которые ссылаются в тексте, включающими легкость гелеобразования, более легкое распределение, чем гуаровые или модифицированные гуаровые системы, облегченное удаление с поверхности пласта. Кроме этого, особенно важным для настоящего изобретения является тот факт, что вязкоупругие поверхностно-активные системы создают очень низкие фрикционные давления по сравнению с традиционными жидкими носителями и, в связи с этим, они особенно предпочтительны, например, в операциях гравийной набивки настоящего изобретения.
Жидкости настоящего изобретения могут с успехом наноситься или размещаться, например, по горизонтальной продуктивной зоне протяженностью в 2000 футов (610 м) без существенной утечки. В особенно предпочтительных технических решениях для достижения указанных выше преимуществ используют МоЬй'к АТЬРАСК™ (эксклюзивно лицензированный продукт ЗсЫишЬегдег). С использованием таких решений, операция гравийной набивки реализуется без утечки жидкости.
В то же время жидкость настоящего изобретения медленно воздействует на фильтрационную корку с целью медленного, но равномерного ее растворения, но не ранее завершения конкретных ремонтных работ.
Кроме этого, время дробления (или время существенного растворения фильтрационной корки) растворами настоящего изобретения оптимизируется таким образом, чтобы общая или смешанная скорость растворения была очень низкой при низких температурах, но значитель002585 но более высокой при повышенных температурах. Основное преимущество такой уникальной температурной зависимости состоит в том, что жидкость можно вводить во всю рассматриваемую зону до начала растворения фильтрационной корки и лишь после этого, по мере повышения температуры за счет контакта со стволом скважины, начинается растворение.
Жидкости и способы настоящего изобретения носят достаточно общий характер и могут эксплуатироваться на разнообразных объектах. Эти применения включают, но не ограничиваются ими, завершения скважин с использованием только сита и завершения с гравийной набивкой, открытые и закрытые скважины, вертикальные и сильно искривленные скважины; просачивающийся или циркулирующий раствор одноразового действия, в котором обрабатывающая жидкость (настоящего изобретения) также выполняет функции жидкого носителя, например, для операции гравийной набивки, совместное применение с гелеобразователем или вязкоупругим поверхностно-активным агентом (например, С1егРК.ЛС™) или отдельное применение с разнообразным чистящим инструментарием. Резюмируя сказанное выше, можно отметить, что поскольку проблемы размещения и однородного растворения возникают, практически, в каждом случае, жидкости и способы настоящего изобретения легко применимы в любом случае, где желательно удалять фильтрационную корку со ствола скважины или призабойной зоны в пласте, независимо от причины образования фильтрационной корки: в ходе бурения или в ходе последующих операций (например, в гранулах для контроля жидкостных потерь, операции гравийной набивки, при растрескивании, подкислении матрицы и т.п.).
Наконец, жидкости настоящего изобретения представляют собой надежные, экономически выгодные заменители растворов на основе НС1, традиционно используемых для удаления фильтрационной корки. Возможно, основная проблема использования НС1 систем (помимо неэффективности в удалении карбонатной фракции фильтрационной корки) заключается в корродирующем действии - коррозии надземных резервуаров для хранения, насосов, трубчатых элементов внутри скважины, используемых для закачки жидкости и корпуса ствола скважины. Более того, недорогостоящий раствор для предотвращения коррозии не является доступным материалом, о чем свидетельствует тот факт, что стоимость ингибиторов коррозии составляет значительную часть общих расходов на обработку по удалению фильтрационной корки (или подкисления матрицы). В большинстве жидкостей настоящего изобретения (не содержащих кислоту) проблема коррозии резко минимизируется. Кроме этого, при использовании жидкостей настоящего изобретения значительно снижаются требования по безопасности персонала и к влиянию на окружающую среду.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 изображены изменения вязкости различных растворов вязкоупругих поверхностно-активных веществ при времени контакта 100с-1, через 101 мин при 108°Р, после добавления К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты, αамилазы, персульфата аммония - как по отдельности, так и совместно. Представленные данные демонстрируют, например, что на вязкость вязкоупругих поверхностно-активных веществ незначительно влияет, как добавление 0,5% αамилазы, так и добавление 0,5% α-амилазы и 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты.
На фиг. 2 изображено влияние различных комбинаций α-амилазы и К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты на реологию вязкоупругих поверхностно-активных веществ (5 об.%): 3% ИН4С1 и 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты (ромбы); 4% КС1 (незаштрихованные прямоугольники); 4% КС1 в 28% К2этилендиаминтетрауксусной кислоты (треугольники); 3% ΝΗ·|ί.Ί и 0,5% α-амилазы и 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты (диагональные пересечения с вертикальными линиями); 3% ΝΗ4ί.Ί в водопроводной воде (диагональные пересечения); 3% ΝΗ4ί.Ί и 0,5% αамилазы (незаштрихованные кружки); 4% КС1 и 0,5% α-амилазы в водопроводной воде (вертикальные линии); 4% КС1 и 0,5% α-амилазы в 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты (светлые незаштрихованные прямоугольники). Представленные данные показывают, что добавление в раствор вязкоупругих поверхностноактивных веществ α-амилазы незначительно влияет на вязкость раствора вязкоупругих поверхностно-активных веществ при времени контакта 100 с-1, в то время как при добавлении αамилазы в УЕ8 раствор, к которому добавлены также 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты и КС1, вязкость системы существенно снижается, хотя этого не происходит при замене КС1 на ЯН4С1.
На фиг. 3 продемонстрировано влияние вязкоупругих поверхностно-активных веществ (5%) на активность дробления корки как ферментом, так и традиционными окислительными брокерами. Белые столбцы представляют собой (слева направо): (1) без вязкоупругих поверхностно-активных веществ, 0,5% α-амилазы, 4% КС1; (2) без вязкоупругих поверхностноактивных веществ, 1% персульфата аммония, 4% КС1. Черные столбцы представляют собой: (1) без вязкоупругих поверхностно-активных веществ, 0,5% α-амилазы, 4% КС1; (2) вязкоупругие поверхностно-активные вещества, 4% КС1; (3) вязкоупругие поверхностно-активные вещества, 1% персульфата аммония; (4) вязкоупругие поверхностно-активные вещества, 1% персульфата аммония, 0,1% триэтаноламина,
4% КС1. Серые столбцы представляют собой: (1) вязкоупругие поверхностно-активные вещества, 0,5% α-амилазы, 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты, 4% КС1; (2) вязкоупругие поверхностно-активные вещества, 28% К2этилендиаминтетрауксусной кислоты, 4% КС1;
(3) вязкоупругие поверхностно-активные вещества, 1% персульфата аммония, 28% К2- этилендиаминтетрауксусной кислоты, 4% КС1;
(4) 5%> (оптимизированный действием низкой температуры) персульфат аммония; 28% К2этилендиаминтетрауксусной кислоты, 4% КС1;
(5) вязкоупругие поверхностно-активные вещества, 5% капсулированного персульфата аммония, 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты, 4% КС1. Все анализы проводили при 150°Р. Представленные данные показывают, что вязкоупругие поверхностно-активные вещества понижают, но не полностью нарушают активность дробления корки.
На фиг. 4 продемонстрирован эффект действия вязкоупругих поверхностно-активных веществ (5%) на дробители двух типов (αамилазу и персульфат аммония), (1) 1% персульфата аммония, без вязкоупругих поверхностно-активных веществ (тонкая серая линия); 1% персульфата аммония, вязкоупругие поверхностно-активные вещества (тонкая черная линия); (2) 0,5% α-амилазы без вязкоупругих поверхностно-активных веществ (толстая серая линия), 0,5% α-амилазы, вязкоупругие поверхностно-активные вещества (толстая черная линия). Представленные данные показывают, что УЕ8 совместим с двумя рассматриваемыми дробящими системами.
На фиг. 5 продемонстрирован эффект вязкоупругих поверхностно-активных веществ на дробящую активность К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты в отношении корки, 5% вязкоупругих поверхностно-активных веществ, 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты (светло-серая линия), 5% вязкоупругих поверхностно-активных веществ, без К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты (темно-серая линия), без вязкоупругих поверхностно-активных веществ, 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты (черная линия). Представленные данные показывают, что наличие вязкоупругих поверхностно-активных веществ существенно влияет на активность К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты.
Фиг. 6 демонстрирует реологию (зависимость скорости сдвига от вязкости) двух различных типов систем вязкоупругих поверхностно-активных веществ (вязкоупругие поверхностно-активные вещества и вязкоупругие поверхностно-активные вещества1) , система 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты /0,5% α-амилазы в 5% вязкоупругих поверхностноактивных веществ при 125°Р (светлые треугольники) в сравнении с аналогичными системами без α-амилазы (крестики), 1,5% вязкоупругих поверхностно-активных веществ при 75°Р + К2этилендиаминтетрауксусной кислоты/α-амилаза (темные треугольники), 5% вязкоупругих поверхностно-активных веществ! при 140°Р (ромбы). Представленные данные показывают, что на реологию различных вязкоупругих поверхностно-активных веществ незначительно влияет добавление системы К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты^-амилаза.
Фиг. 7 идентична фиг. 6, за исключением того, что систему тестировали при 200°Р вместо 125°Р. Полученные данные демонстрируют статистически незначимое различие в активностях систем, исследованных при 125 и 200°Р.
Фиг. 8 демонстрирует зависимость вязкости (при 170с-1) 3% раствора вязкоупругих поверхностно-активных веществ при 80°Р от концентрации НС1. Из представленных данных следует, что при концентрации НС1 выше 15% (в интервале 15-25%) вязкость раствора понижается, но ниже указанного значения кислота не влияет на стабильность вязкоупругих поверхностно-активных веществ.
На фиг. 9 приведено сравнение действия α-амилазы и персульфата аммония в растворах 5% вязкоупругих поверхностно-активных веществ/28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты, 0,5% α-амилазы (черная линия с крестиками), раствора без полимерного брекера (серая линия), 1% персульфата аммония (черная линия). Представленные данные демонстрируют более высокую активность α-амилазы по сравнению с персульфатом аммония в системе вязкоупругих поверхностно-активных веществ /К2этилендиаминтетрауксусной кислоты.
На фиг. 10 приведено сравнение действия различных солей на реологию системы 5% вязкоупругих поверхностно-активных веществ + 27,3% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты; 4% хлористого калия (без К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты) (крестики); 3% хлористого аммония (кружки) (без К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты); 4% хлористого калия (вертикальные линии); 3% хлористого аммония (плоские блоки). Представленные данные показывают, что К2-этилендиаминтетрауксусная кислота не оказывает существенного влияния на вязкость 5% системы вязкоупругих поверхностно-активных веществ.
На фиг. 11 приведены данные по сравнению времен разрушения (деградация фильтрационной корки) для трех различных систем: 15% НС1 (ромбы), 9% муравьиной кислоты (квадраты) и 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты. Представленные данные показывают, что система на основе НС1 разрушает фильтрационную корку быстрее двух других систем.
На фиг. 12 показано действие α-амилазы на разрушающую активность корки в системе
К2-этилендиаминтетрауксусная кислота/вязкоупругие поверхностно-активные вещества. Используемые системы представляют собой слепую контрольную систему (ромбы), только К2этилендиаминтетрауксусная кислота/вязкоупругие поверхностно-активные вещества (квадраты) и К2-этилендиаминтетрауксусная кислота/вязкоупругие поверхностно-активные вещества с α-амилазой. Представленные данные показывают, что добавление фермента значительно усиливает утечку (ответственную за деградацию фильтрационной корки) и что этот эффект реализуется очень быстро (<1 мин).
На фиг. 13 демонстрируется сравнение двух систем по их способности разрушать фильтрационную корку. Эти системы представляют собой только К2-этилендиаминтетрауксусную кислоту (ромбы) и К2-этилендиаминтетрауксусную кислоту с α-амилазой (квадраты). Из представленных данных следует, что более полное разрушение происходит в присутствии системы К2-этилендиаминтетрауксусная кислота/а-амилаза (примерно через 500 мин).
На фиг. 14 представлены сравнительные данные по остаточной проницаемости для 5% вязкоупругой поверхностно-активной системы в 3% ИН4С1 (2 ч, давление 300 фунт/дюйм2 (21 кг/см2), 150°Р) при добавлении различных брокеров, представляющих собой, слева направо: отсутствие добавок, только вязкоупругих поверхностно-активных веществ, только 28% К2этилендиаминтетрауксусной кислоты; 14% К2этилендиаминтетрауксусной кислоты; 28%; 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты с рН 5,5; 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты + 0,5% α-амилазы; и 0,5% α-амилазы. Из приведенных данных следует, что система, представляющая собой К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты + α-амилазу обеспечивает превосходное сохранение проницаемости.
Описание предпочтительных вариантов выполнения
Центральной, хотя и не исключительной сферой настоящего изобретения является набор жидких композиций и способов для удаления обезвоженного бурового раствора (т.е. фильтрационной корки). Как правило, жидкости, выполняющие такие функции, обозначают, как завершающие жидкости. Общей характеристикой предпочтительных технических решений (завершающих жидкостей) настоящего изобретения является тот факт, что они специально, но не исключительно, оптимизированы на предмет деградации/удаления фильтрационной корки бурового раствора, полученной из некоторых типов бурильного раствора - бурильной жидкостной системы, известной под торговым названием §ТАКОК1ЬЬ™. Основными компонентами §ТАКОК1ЬЬ являются кальцит, крахмал, и в значительно меньшей концентрации, ксантан или склероглюкан.
Жидкости настоящего изобретения созданы на основе многочисленных критериев, двумя основными из которых служат (1) реология, т. е. обеспечение такой реологии жидкости при температуре циркуляции в забое скважины, которая удовлетворяет приемлемым граничным условиям (например, обладает достаточной вязкостью для подачи гравия) в широком интервале скоростей сдвига; и (2) откачка скважины до получения чистой нефти, т.е. обеспечение эффективности рецептур при удалении фильтрационной корки при минимизации повреждений пласта и без нежелательного взаимодействия с одновременным завершением скважины (например, способом гравийной набивки).
Кроме этого, любой дизайн таких систем, объединяющий фермент с другими брокерами, должен обеспечивать окна изменяющейся активности различных брекеров, особенно в связи с тем, что некоторые ферменты представляют собой высоко рН- и температурно-чувствительные материалы.
Пример 1. Стабильность вязкоупругих поверхностно-активных систем в присутствии разрушающих агентов.
Цель настоящего изобретения состоит в разработке новых жидкостей, предназначенных для разрушения фильтрационной корки, которые также выполняют функции жидких носителей связанные с другими обработками скважин, особенно, с операциями гравийной набивки. В случае операций гравийной набивки, жидкий носитель должен обладать вязкостью для транспортировки гравия. Таким образом, в этом смысле, вязкоупругие поверхностно-активные системы являются предпочтительными объектами. Применение вязкоупругих поверхностноактивных веществ в качестве жидкостей для обработки скважин было признано обоснованным в многочисленных реальных операциях обработки скважин. Жидкости для обработки скважин на основе вязкоупругих поверхностноактивных веществ являются предметом многочисленных патентов и заявок на патенты, автором которых является ЗсЫишЬегдег, на полное содержание которых ссылаются в настоящем описании. В качестве примеров таких патентных документов можно указать: патент США № 5258137, У1ксое1акбс кигГас1ап1 Ьакеб Гоат Г1шбк, выданный на имя ЗсЫишЬегдег Тес1ио1оду согротабои, 1993; патент США № 5551516, Нубгаи11с ГтасШбид ргосекк апб сошроббоик, 8сЫишЬегдег Тесйпо1оду сотротабои, 1996; заявка на патент США № 08/727877, МеЛобк оГ ГтасШбид киЫеггаиеаи Готшабоик, на имя ЗсЫишЬегдег Тес11по1оду сотротабои от 9 октября 1996; заявка на патент США с № 08/865137, Мебюбк Гог бшШпд Не 1ийоте оГ Готшабои \\Шег апб Гог кбши1абпд киЫеггаиеаи Готшабоик, на имя ЗсЫишЬетдег Тес1ио1оду сотротабои от 29 мая 1997; заявка на патент США с № 09/166658, Мебюбк оГ Ггас13
1штпд киЫеттапеап Готтайопк. на имя 8сЫитЬетдег Тесйпо1оду сотротайоп от 5 октября 1998.
В следующих ниже примерах наиболее часто используемая вязкоупругая поверхностноактивная система представляет собой хлористый Н-цис-13-докозеноик-Ы,И-бис(2-гидроксиметил)-Ы-метил аммоний (а.к.а. хлористый М-эруцил-М,М-бис(2-гидроксиэтил)-М-метил аммоний). Кроме этого, реальная вязкоупругая поверхностно-активная система, применяемая в примерах, содержит 25% изопропанола для повышения стабильности вязкоупругой поверхностно-активной системы при низких температурах. В некоторых случаях, используют вторую вязкоупругую поверхностно-активную систему, обозначаемую, как вязкоупругая поверхностноактивная система1, которая содержит глицериловые эфиры жирных кислот, 23.5% эруковой кислоты (С22 с одной двойной связью). 32% олеиновой кислоты (С18 с одной двойной связью) и 44.5% линолевой кислоты (С18 с тремя двойными связями разделенными метиленовыми группами).
Следует отметить, что указанные выше вязкоупругие поверхностно-активные системы полностью совместимы не только с обычной водопроводной водой, но и с морской водой. Таким образом, термин вязкоупругое поверхностно-активное вещество относится к вязкоупругим поверхностно-активным системам, приготовленным на основе морской воды помимо обычной воды. Вязкоупругие поверхностно-активные системы, приготовленные на основе морской воды, описаны и раскрыты в заявке на патент США с серийным № 09/166658, Ме1йоб§ оГ Гтас1штпд киЫетгапеап Готтайопк. от 5 октября 1998 на имя 8сЫитЬетдет Тесйпо1оду согротайоп. На полное содержание этой заявки ссылаются в настоящем описании и в особенности на ее часть, в которой раскрывается применимость вязкоупругих поверхностно-активных веществ, полученных из морской воды.
Следующие ниже экспериментальные результаты иллюстрируют факт сохранения стабильности (вязкости) вязкоупругих поверхностно-активных систем при добавлении разрушителей (как самих по себе, так и в комбинации с другими материалами) настоящего изобретения.
Следующий ниже экспериментальный протокол соблюдался для экспериментальных данных, собранных и представленных в следующих примерах. Прежде всего, песчаный керн взвешивали, затем насыщали рассолом (до смачивания водой) и снова взвешивали. На основании этих измерений определяли объем пор. Далее, керн нагревали до температуры испытания (150°Р). Затем, через керн с фильтрационной коркой, под давлением 10 фунт/д2. (0.7 кг/см2), пропускали керосин в количестве равном 100 объемам пор. Целью такой обработки является заполнение пор углеводородом. После этого исследовали проницаемость песчаного керна керосином. Далее, керосин сливали и на керне, под давлением 300 фунт/дюйм2 (21 кг/см2) в течение 1 ч, применяли 1 25 мл бурового раствора ЗТАКОКШЬ. Цель этой операции состоит в создании сверхравновесных условий существующих внутри типичного ствола скважины; следовательно, жидкость ЗТАКОКШЬ форсировано вводят в керн для имитации утечки. Через час, избыточное количество 8ТАКОК1ТЬ сливали и керн промывали рассолом.
Далее, керн с покрытием из фильтрационной корки обработанной 8Т АКО ИШЬ на 2 ч приводили в контакт с рядом «очищающих» растворов взятых в количестве 1 00мл при давлении 300 фунт/дюйм2 (21 кг/см2) (с целью стимуляции, например, типичной операции гравийной набивки). Например, как следует из данных, представленных на фиг. 14. каждый очищающий раствор состоял из матрицы, представляющей собой 5% ΥΕ8. в 3% ИН4С1. В качестве таких растворов применяли (слева направо на фиг. 14): «обратно направленный» (для воссоздания условий работающей скважины без применения какого-либо очищающего раствора) «слепой» (только УЕ8). 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты; 14% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты; 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты при рН 5.5; 28% К2этилендиаминтетрауксусной кислоты + 0.5% αамилазы; и 0.5% α-амилазы. В каждом случае количество очищающего раствора, контактирующего с песчаным керном, составляло 1 00 мл. Через два часа определяли объемы утечки; остаточную проницаемость керосином измеряли при температуре опыта.
При приготовлении брокеров в вязкоупругой поверхностно-активной матрице ни одна из жидкостей не приводила к седиментации или разделу фаз; однако, в том случае, когда рН УЕ8 в 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты увеличивали до значений выше 11. наблюдалось образование белого воскообразного вещества. По-видимому, при таких высоких значениях рН этилендиаминтетрауксусной кислоты-комплекс взаимодействует с поверхностно активными веществами и змееобразной мицеллярной структурой в вязкоупругой поверхностноактивной системе. Вязкость исследуемых систем измеряли с использованием скатов по стандарту Американского нефтяного института при 180Р (при 100 с-1). Источником вязкоупругого характера и высокой низкосдвиговой вязкости растворов на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ является змееподобная мицеллярная структура, формируемая поверхностно-активными агентами (4% КС1 или 3% ИН4С1). Введение брокеров фильтрационной корки может оказывать влияние на такую мицеллярную структуру и, следовательно, на реологическое поведение растворов вязкоупругих поверхностно-активных веществ. Это явление может иметь место либо в результате реакции добавки с поверхностно-активной молекулой, вязкоупругого поверхностно-активного вещества или в результате взаимодействия добавленного этого вещества с мицеллярной структурой С1еатЕгас™.
Далее обсуждаются полученные результаты. На фиг. 1 представлен обзор вязкостей, измеренных для 5% растворов вязкоупругих поверхностно-активных веществ в присутствии различных добавок. Полученные значения соответствуют 100 с-1 после среза образца при 100 с-1 в течение 101 мин. Значения вязкостей рассчитывали на основании измерений в стандарте Американского нефтяного института, используемых в этой точке. Полученные данные показывают, что вязкость вязкоупругих поверхностно-активных веществ (и, возможно, микроскопическая мицеллярная структура) не испытывают сильного влияния от добавления как этилендиаминтетрауксусной кислоты, так и αамилазы, или двух таких брокеров одновременно.
На фиг. 2 представлены родственные данные. Здесь показан эффект добавления крахмалразрушающего фермента - α-амилазы на реологию вязкоупругих поверхностно-активных веществ. Согласно данным представленным на фиг. 2, добавление α-амилазы к раствору вязкоупругих поверхностно-активных веществ в рассоле незначительно влияет на вязкость вязкоупругих поверхностно-активных веществ при 1 00 с-1. В тоже время, при добавлении α-амилазы к вязкоупругим поверхностно-активным веществам в насыщенном растворе этилендиаминтетрауксусной кислоты/КС1, вязкость значительно понижается. Удивительно, что этот эффект не проявляется при использовании насыщенного раствора этилендиаминтетрауксусной кислоты/ИН4С1. Повторение обоих тестов дало аналогичные результаты.
На фиг. 6 продемонстрировано влияние добавления 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты и 4% КС1 (при 125°Е, если не указано особо) на реологию вязкоупругих поверхностно-активных веществ систем. Эти данные показывают, что реология вязкоупругих поверхностно-активных веществ несущественно зависит от добавления как К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты, так и α-амилазы, или обоих веществ одновременно. На фиг. 7 представлены аналогичные данные, полученные при повышенных температурах. Кроме этого, обе указанные фигуры демонстрируют тот факт, что, как 5% вязкоупругое поверхностно-активное вещество (короткоцепочечный) при 140°Е, так и 1,5% (длинноцепочечный) вязкоупругое поверхностно-активное вещество при 75°Е являются компетентными жидкими носителями для гравийной набивки. Следовательно, в соответствии с настоящим изобретением, появляется возможность формирования жидких носителей для гравийной набивки, содержащих брокеры фильтрационной корки при 125 и 150°Е, обладающие аналогичными реологическими свойствами.
На фиг. 8 продемонстрировано влияние различных концентраций НС1 на вязкость 3% вязкоупругой поверхностно-активной системы при 80°Е. Как следует из представленных данных, вязкость слабо зависит от концентрации НС1 в интервале 5-15%, после чего наблюдается ее значительное уменьшение.
Наконец на фиг. 10 приведены сравнительные данные по влиянию различных солей (салицилат натрия, КС1 и ΝΗ.®.!) на реологию 5% вязкоупругой поверхностно-активной системы. Представленные данные убедительно демонстрируют, что К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты (с концентрацией до 28%, которая примерно соответствует пределу растворимости этилендиаминтетрауксусной кислоты в воде) не оказывает существенного влияния на вязкость 5% вязкоупругой поверхностно-активной системы. Кроме этого, из этих данных следует, что ни КС1, ни ΝΗ.®.! не оказывают влияния на реологию 5% вязкоупругой поверхностно-активной системы; однако, салицилат натрия, даже при низких концентрациях (0,5%) сильно влияет на вязкость вязкоупругой поверхностно-активной системы в присутствии этилендиаминтетрауксусной кислоты (снижение вязкости, примерно, на 40%).
Из представленных данных вытекают две серии наиболее предпочтительных технических решений. Это жидкости для завершения скважин, содержащие, как α-амилазу, так и этилендиаминтетрауксусную кислоту, в присутствие или отсутствие вязкоупругих поверхностноактивных веществ. Если вязкоупругие поверхностно-активные вещества используют в качестве матрицы, то предпочтительной солью является ΝΗ®.! с концентрацией 3%. Таким образом, одна из наиболее предпочтительных жидкостей для завершения скважин настоящего изобретения содержит: 5% вязкоупругих поверхностно-активных веществ, 0,5% α-амилазы, и 28% К2-этилендиаминтетрауксусную кислоту в 4% растворе ΝΗ®.!. Другой особенно предпочтительной жидкостью является система, содержащая: 0,5% α-амилазы и 28% К2-ЕЭТА в 4% солевом растворе (тип соли не имеет решающего значения в случае неиспользования вязкоупругих поверхностно-активных веществ).
Не намереваясь ограничиваться конкретным предложенным механизмом, авторы считают, что комбинация хелатирующего агента и фермента (например, К2-этилендиаминтетрауксусную кислоту и α-амилазы) проявляет синергетическое действие в отношении разрушения фильтрационной корки, состоящей из крахмала и кальцита. В более конкретном плане, крахмальный полимер и кальцит находятся в комплексной конфигурации, например, полимер покрывает частицы кальцита. Разрушающее вещество, воздействующее главным образом на полимер (например, фермент) просто разрушает покрытие частиц, на затрагивая сами частицы. Аналогичным образом, разрушающее вещество, воздействующее главным образом на частицы кальцита с трудом достигают состояния контакта с ними вследствие наличия полимерного покрытия; следовательно, наблюдаемая синергетическая активность обусловлена действием жидкой комбинации из фермента и хелатирующего агента.
Назначение идеальной жидкости для завершения скважин состоит в том, чтобы она в максимально возможной степени разрушала фильтрационную корку, в то же время обеспечивая высокую остаточную проницаемость. Таким образом, жидкость для завершения скважин, обеспечивающая максимальное разрушение фильтрационной корки, но оставляющая частицы фильтрационной корки внедренными в ствол скважины, является неэффективной системой, поскольку в этом случае остаточная проницаемость будет низкой. Поэтому, разрушение должно осуществляться гладко и полностью т. е. приводить в результате к образованию мелких частиц, не способных закупоривать ствол скважины, но способных удаляться с циркулирующей промывной жидкостью или добываться с углеводородом.
Пример 2. Активность брокера в вязкоупругих поверхностно-активных системах.
Приведенный выше пример в полной мере демонстрирует, что вязкоупругие поверхностноактивные системы являются устойчивыми - т.е. их вязкость существенно не меняется в присутствии брокеров настоящего изобретения (например, НС1, муравьиной и уксусной кислот, ферментов, и хелатирующих агентов). Этот пример также демонстрирует, что вязкоупругая поверхностно-активная матрица не оказывает существенного влияния на активность брокеров - т.е. на разрушающую способность в отношении фильтрационной корки.
Фиг. 3 демонстрирует влияние вязкоупругих поверхностно-активных веществ (5%) как на активность фермента (α-амилаза), так и традиционного окислительного брокера (растворенный и закапсулированный персульфат аммония). Полученные данные показывают, что вязкоупругие поверхностно-активные вещества ингибирует активность брокеров с доказанной эффективностью действия.
Как следует из фиг. 4, данные, представленные на фиг. 3, следует квалифицировать путем оценки временной зависимости рассматриваемых систем. Фиг. 4 демонстрирует, что вязкоупругие поверхностно-активные вещества действительно повышают активность αамилазы в течение, примерно, 65 минутного испытания.
На фиг. 5 представлены результаты, касающиеся системы К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты (в присутствии и отсутствие 5% вязкоупругих поверхностно-активных веществ). Представленные результаты показывают, что УЕ8 действительно оказывает существенное влияние на активность этилендиаминтетрауксусной кислоты.
Пример 3. Характеристики жидкостей для завершения скважин настоящего изобретения.
В результате демонстрации того факта, что различные разрушающие агенты (например, кислоты, ферменты и хелатирующие агенты), по отдельности или в комбинациях, обладают эффективностью в растворах вязкоупругих поверхностно-активных веществ (а также в растворах, не содержащих вязкоупругих поверхностно-активных веществ), а также по степени влияния УЕ8 на рассматриваемые агенты, возникает возможность более подробной демонстрации преимуществ растворов для завершения скважин настоящего изобретения.
Цель настоящего примера состоит в демонстрации того, что некоторые рецептуры настоящего изобретения обладают преимуществами в удалении фильтрационной корки по сравнению с традиционными системами. Методику эксперимента в этом примере тщательно разрабатывали таким образом, чтобы как можно ближе имитировать реальные условия в, выбранном в качестве примера, смоченном водой, насыщенным нефтью песчаном пласте.
На фиг. 9 представлены данные по сравнению влияния α-амилазы относительно окислительного брокера (персульфата аммония) в системе вязкоупругое поверхностно-активное вещество/К2- этилендиаминтетрауксусная кислота (5% вязкоупругое поверхностно-активное вещество, 28% К2-этилендиаминтетрауксусная кислота, 4% КС1). Полученные данные показывают, что система фермент + этилендиаминтетрауксусная кислота несомненно превосходит систему окислитель + этилендиаминтетрауксусная кислота. Полученные данные являются неожиданными, поскольку в то время как действие этилендиаминтетрауксусной кислоты направлено на разрушение кальцитной фракции фильтрационной корки, действие окислителя и αамилазы направлено на разрушение полимерной части. Поэтому, обе бинарные системы являются «полными» в том плане, что они содержат брекер для каждой из двух фракций, составляющих фильтрационную корку и, следовательно, можно было ожидать сравнимых скоростей (или степеней) удаления фильтрационной корки.
На фиг. 11 приведены сравнительные данные по температурной зависимости активности (время разрушения) 15% НС1, муравьиной ки19 слоты и 28% К2-этилендиаминтетрауксусной кислоты в 5% вязкоупругих поверхностноактивных веществ. Как следует из фиг. 11, система этилендиаминтетрауксусной кислоты существенно улучшает кислотные системы, особенно в области низких температур.
На фиг. 12 и 13 приведено сравнение активностей этилендиаминтетрауксусной кислоты системы и системы этилендиаминтетрауксусной кислоты/а-амилаза в вязкоупругих поверхностно-активных веществах (фиг. 12) и без вязкоупругих поверхностно-активных веществ (фиг. 13). Сравнение двух рассматриваемых фигур показывает, что система, содержащая только этилендиаминтетрауксусную кислоту, действительно усиливается в присутствии вязкоупругих поверхностно-активных веществ, хотя этот эффект не наблюдается примерно до 90 мин. Фиг. 12 подтверждает более ранние данные, демонстрирующие преимущества системы хелатирующий агент/фермент по сравнению с действием одного хелатирующего агента. Как следует из фиг. 12, этот эффект проявляется очень быстро - менее чем за одну минуту.
Данные по утечке, представленные на фиг. 14, согласуются с данными, представленными на фиг. 12. Хотя значительно более важным моментом является то, что на фиг. 14 показано, что система этилендиаминтетрауксусная кислота/аамилаза обеспечивает наивысшее сохранение проницаемости - выше 90% по сравнению с системой, содержащей только этилендиаминтетрауксусную кислоту, обеспечивающей величину остаточной проницаемости немногим выше 80%. Таким образом, продемонстрировано, что система настоящего изобретения вязкоупругого поверхностно-активного вещества/ этилендиаминтетрауксусной кислоты/а-амилаза превосходит традиционные очищающие рецептуры по обеим релевантным координатам сравнения: утечке и остаточной проницаемости. Более того, представленные ранее результаты (например, данные фиг. 4 для α-амилазы; данные фиг. 5 для вязкоупругого поверхностно-активного вещества) показывают, что вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой надежный жидкий носитель для системы этилендиаминтетрауксусная кислота/а-амилаза. Аналогичным образом, как следует из результатов, представленных на фиг. 1 и 2, активность системы этилендиаминтетрауксусная кислота/аамилаза, не оказывает существенного влияния на характеристики вязкоупругой поверхностноактивной матрицы (например, на вязкость).
Наконец, для опытного конструктора в области таких обработок очевидно, что в жидких композициях настоящего изобретения могут использоваться не только этилендиаминтетрауксусная кислота, но и другие хелатирующие агенты. Релевантными параметрами для выбора жидкости могут служить константа растворения кальцита (или другого минерала) (термодинамический параметр), константы диссоциации протона (также термодинамические параметры) и кинетические параметры. Специалист в данной области техники сможет сделать вывод о поведении других хелатирующих агентов в результате сравнения указанных параметров для этилендиаминтетрауксусной кислоты с соответствующими параметрами рассматриваемого хелатирующего агента. Систематическое исследование кинетики растворения кальцита с помощью различных хелатирующих агентов (включающих этилендиаминтетрауксусную кислоту, циклогександиаминтетрауксусную кислоту и диэтилендиаминпентауксусную кислоту) представлено С.Ы. Ргееб и Н.8. Род1ег, ТНе тПиепсе о£ сНеНИищ адеик оп Не к1пе11С8 о£ са1сйе б188о1ибои 204 1. Со11о1б 1п1егГасе 8с1. 187 (1998). На эту статью целиком ссылаются в настоящем описании.
Пример 4. Специальные применения.
Жидкости и способы настоящего изобретения являются достаточно общими объектами и они могут эксплуатироваться при различных начальных условиях. Поскольку проблема размещения и однородного растворения присутствует практически в каждом случае, жидкости и способы настоящего изобретения легко применимы к любому применению, согласно которому желательно удалять фильтрационную корку со ствола скважины или призабойной области в пласте, независимо от того, образуется ли фильтрационная корка в ходе бурения или в ходе других операций после бурения (например, в колонках для контроля водоотдачи, операции гравийной набивки, при растрескивании, подкислении матрицы и т.п.). Жидкости и способы настоящего изобретения могут применяться в широком интервале окружающих условий, включающих следующее:
завершения скважин только с помощью сита и завершения методом гравийной набивки;
открытые и закрытые скважины; вертикальные и значительно наклоненные скважины;
одностадийная просачивающаяся жидкость или циркулирующая жидкость, в которой обрабатывающая жидкость (настоящего изобретения) служит также жидким носителем, например, для операции гравийной набивки;
совместное использование с таким гелеобразующим агентом, как вязкоупругое поверхностно-активное вещество (например, С1еагРКА.С™) или отдельное применение;
применение с большим числом очищающих инструментов и использованием нетрадиционных технологий (например. МоЬбе'5 а11етиа!е ра111 1ес1то1оду. см., например, Ь.С. 1опе5 с сотр., Стауе1 раскзпд 1юпхоп1а1 хтеПЬогек \νίΐ1ι 1еак-о1Т ибпд 5ЬипК 8РЕ 386640, причем на эту работу целиком ссылаются в настоящем описании); или совместное использование с другими жидкими добавками (например, противокоррозионными присадками) или растворительными компонентами (например, окислителями).
Одной из таких специальных установок, в которой могут использоваться жидкости настоящего изобретения, является особый тип операции гравийной набивки, известный как АЬЬРАСК или А11егпа1е ра!й 1есйпо1о§у. (Используемый в тексте термин «гравийная набивка» относится к обработкам, включающим технологию АЬЬРАСК. Эта технология раскрыта в ряде патентов, каждый из которых выдан на имя МоЫ1е и исключительно лицензирован 8сй1итЬегдег: патент США № 5 560427, РгаеШппд апд рторртд а Готтайоп иктд а до\\пйо1е 81ипу крййет (1996); патент США № 5515915 , №е11 ксгееп йаутд т1етпа1 кЬип! 1иЬек (1996); патент США № 5419394, Тоо1к йот дейуегшд Г1шд 1о красед 1еуе1к ш а тее11Ьоге (1995); патент США № 5417284, Ме1йод ГгаеШппд апд рторртд а Готтайоп (1995); патент США № 5390966, 8шд1е еоппес1от Гог 8Йпп1 сопдий оп тее11 1оо1 (1995); патент США № 5333688, Ме1йод апд аррагаШк Гог §гауе1 раскшд оГ тее11к (1994); патент США № 5161613, АррагаШк Гог 1теайпд Готтайоп иктд аЙета1е Г1ора1й (1992); патент США № 5113935, Сгауе1 расктд оГ тее11к (1992); патент США № 5082052, АррагаШк Гог щауе1 расктд тее11к (1992); патент США № 4945991, Ме1йод Гог дгауе1 расктд тее11к (1990). На каждый из указанных выше патентов ссылаются в настоящем описании.
Важность технологии АЬЬРАС для растворов и технологий настоящего изобретения трудно переоценить. Без АЬЬРАС гравийная набивка с помощью вязкого жидкого носителя чрезвычайно затруднена и в некоторых случаях невозможна. Сито АЬЬРАС состоит из шунтовых труб, которые обеспечивают легкое перетекание вязкой жидкости через отверстия сита в определенное место.
Кроме этого, доскональная дискуссия по поводу удаления фильтрационной корки совместно с операциями по регулированию добычи песка в открытых горизонтальных скважинах приведена в статье С. Рпсе-8тйй с сотр., Ореп йо1е йопхоп1а1 тее11 с1епир ш капд соп!то1 сотр1ейопк: 81а1е оГ 1йе ай ш Пе1д ртасйсе апд 1аЬога1оту деуе1ортеп1, 8РЕ 50673 (1998). На эту статью целиком ссылаются в настоящем описании.
Технология АЬЬРАС включает новое фильтрующее устройство для гравийной набивки, содержащее «шунт-трубы» или чередующиеся траектории потока, присоединенные к краям сита. Такие шунтовые трубы обеспечивают эффективную гравийную набивку в результате устранения закупорки (или более точно, обеспечивая поток жидкости вокруг закупоренной зоны), в результате чего даже длинные горизонтальные секции могут подвергаться гравийной набивке даже при высоких значениях водоотдачи. Поэтому, при использовании жидкостей настоящего изобретения совместно с технологией АЬЬРАС, возможна реализация нового способа. Согласно такому способу, фильтрационная корка легко счищается в ходе операции гравийной набивки, поскольку водоотдача (утечка) не оказывает существенного влияния на качество гравийной набивки. Таким образом, время бурения существенно снижается в результате объединения операций по удалению фильтрационной корки и обработки методом гравийной набивки.
Разумеется, что объединенные обработки, включающие гравийную набивку/удаление фильтрационной корки с использованием жидкостей настоящего изобретения и технологии АЬЬРАС обеспечивают экономически эффективный способ завершения скважин. В результате объемного испытания с использованием единственной шунтовой трубы, помещенной на стороне фильтра с щелевидным отверстием с использованием вязкоупругого поверхностноактивного вещества была заполнена общая длина в 2000 футов (61 0 м). В ходе указанного теста, было установлено, что использование гравия 40/60 (примерно 50 дарси) достаточно для отклонения потока в сторону шунтовой трубы. Следует отметить, что в данном случае утечка игнорируется, что является другим существенным преимуществом технологии АЬЬРАС, поскольку ее реализация включает использование жидкостей и способов настоящего изобретения.

Claims (47)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Жидкость для завершения скважины, предназначенная для разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины, содержащая вязкоупругое поверхностноактивное вещество и фермент.
  2. 2. Жидкость для завершения скважины по п.1, в которой фермент выбирают из группы, состоящей из α-амилазы и β-амилазы.
  3. 3. Жидкость для завершения скважины по п.1, в которой вязкоупругое поверхностноактивное вещество представляет собой хлористый И-цис-13-докозеноик-Н,И-бис(2-гидроксиметил)-И-метил аммоний.
  4. 4. Жидкость для завершения скважины по п.2, в которой α-амилаза присутствует с концентрацией в интервале 0,05-1,5%.
  5. 5. Жидкость для завершения скважины по п.4, в которой α-амилаза присутствует с концентрацией около 0,5%.
  6. 6. Жидкость для завершения скважины по п. 3, в которой вязкоупругое поверхностноактивное вещество присутствует с концентрацией в интервале 0,5-7%.
  7. 7. Жидкость для завершения скважины по п. 6, в которой вязкоупругое поверхностноактивное вещество присутствует с концентрацией около 5%.
  8. 8. Жидкость для завершения скважины по п.7 дополнительно включающая соль, выбранную из группы, состоящей из 4% КС1 и 3% ΝΗ401.
  9. 9. Жидкость для завершения скважины по п.8, в которой указанная соль представляет собой ΝΗ401.
  10. 10. Жидкость для завершения скважины по п.8, дополнительно содержащая изопропанол, при этом изопропанол и вязкоупругое поверхностно-активное вещество присутствуют в жидкости в соотношении около 1:4.
  11. 11. Жидкость для завершения скважины, предназначенная для разрушения фильтрационной корки, содержащая вязкоупругое поверхностно-активное вещество, фермент и хелатирующий агент, в котором вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой хлористый Ν-цис-З-3-докозеноик-Ы,Ы-бис(2-гидроксиметил)-Ы-метиламмоний, а фермент выбирают из группы, состоящей из α-амилазы и βамилазы.
  12. 12. Жидкость для завершения скважины по п.11, в которой хелатирующий агент выбирают из группы, состоящей из 1-гидроксиэтилидена1, 1-дифосфоновой кислоты-1, аминотри(метиленфосфоновой кислоты), триэтилентетрааминпентаметиленфосфоновой кислоты, этилендиаминтетрауксусной кислоты, циклогександиаминтетрауксусной кислоты, диэтилендиаминпентауксусной кислоты и нитрилотриуксусной кислоты.
  13. 13. Жидкость для завершения скважины по п.12, в которой хелатирующий агент представляет собой этилендиаминтетрауксусную кислоту.
  14. 14. Жидкость для завершения скважины по п.13, в которой этилендиаминтетрауксусная кислота присутствует с концентрацией около 28%.
  15. 15. Жидкость для завершения скважины по п.14, в которой α-амилаза, вязкоупругое поверхностно-активное соединение и этилендиаминтетрауксусная кислота присутствуют с концентрациями 0,5, 5 и 28% соответственно.
  16. 16. Жидкость для завершения скважины, предназначенная для разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины, содержащая кислоту и вязкоупругое поверхностно-активное вещество, представляющее собой хлористый Ν-цис-13-докозеноик№№бис(2-гидроксиметил)-№метиламмоний.
  17. 17. Жидкость для завершения скважины по п.16, в которой кислота представляет собой муравьиную кислоту.
  18. 18. Жидкость для завершения скважины по п.16, в которой муравьиная кислота присутствует с концентрацией в интервале 3-7%.
  19. 19. Жидкость для завершения скважины по п.16, дополнительно содержащая ингибитор коррозии.
  20. 20. Жидкость для завершения скважины по п.16, дополнительно содержащая соль, выбранную из группы, состоящей из КС1 и ΝΗ401.
  21. 21. Жидкость для завершения скважины по п.19, в которой соль присутствует в растворе с концентрацией в интервале 1-5%.
  22. 22. Жидкость для завершения скважины по п.16, в которой вязкоупругое поверхностноактивное вещество присутствует с концентрацией в интервале 3-7%.
  23. 23. Жидкость для завершения скважины по п.20, в которой вязкоупругое поверхностноактивное вещество, ΝΗ401 и муравьиная кислота присутствуют с концентрацией около 4% для каждого компонента.
  24. 24. Жидкость для завершения скважины, предназначенная для разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины, содержащая хелатирующий агент и αамилазу.
  25. 25. Жидкость для завершения скважины по п.24, дополнительно содержащая вязкоупругое поверхностно-активное вещество.
  26. 26. Жидкость для завершения скважины по п.25, в которой вязкоупругое поверхностноактивное вещество представляет собой хлористый №цис-13-докозеноик-№№бис(2-гидроксиметил)-№метил аммоний.
  27. 27. Жидкость для завершения скважины по п. 24, в которой хелатирующий агент выбирают из группы, состоящей из 1-гидроксиэтилидена1 , 1 -дифосфоновой кислоты-1 , аминотри(метиленфосфоновой кислоты), ТТРМР, этилендиаминтетрауксусной кислоты, циклогександиаминтетрауксусной кислоты, диэтилендиаминпентауксусной кислоты и нитрилотриуксусной кислоты.
  28. 28. Жидкость для завершения скважины по п. 27, в которой хелатирующий агент представляет собой этилендиаминтетрауксусную кислоту.
  29. 29. Жидкость для завершения скважины по п.28, в которой этилендиаминтетрауксусная кислота присутствует с концентрацией около 28%.
  30. 30. Жидкость для завершения скважины по п. 2, в которой этилендиаминтетрауксусная кислота присутствует с концентрацией около 28%.
  31. 31. Жидкость для завершения скважины по п.24, в которой α-амилаза присутствует с концентрацией в интервале 0,05-1,0%.
  32. 32. Жидкость для завершения скважины по п.31, в которой α-амилаза присутствует с концентрацией около 0,5%.
  33. 33. Жидкость для завершения скважины по п.32, дополнительно содержащая соль, выбранную из группы, состоящей из хлористого калия (КС1) и хлористого аммония (ΝΗ-,01). причем соль присутствует в жидкости с концентрацией в интервале 3-5%.
  34. 34. Способ разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины совместно с операцией гравийной набивки, содержащий циркуляцию через скважину жидкости по любому из пп.1-33.
  35. 35. Способ разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины совместно с операцией гравийной набивки, содержащий нагнетание в скважину жидкости по любому из пп.1-33.
  36. 36. Способ по п.34, дополнительно содержащий стадию первоначального нагнетания в скважину жидкости для предварительной промывки.
  37. 37. Способ по п.36, в котором используют жидкость для предварительной промывки, состоящую в основном из раствора анионного поверхностно-активного вещества.
  38. 38. Способ одностадийной пропитки для разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины, содержащий нагнетание в ствол скважины жидкости по любому из пп.1-33 и обеспечение контакта указанной жидкости со стволом скважины.
  39. 39. Способ разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины, содержащий нагнетание в ствол скважины и последующую циркуляцию через него жидкости по любому из пп.1-33.
  40. 40. Способ по п.38, дополнительно содержащий стадию первоначального нагнетания в скважину жидкости для предварительной промывки.
  41. 41. Способ по п.39, дополнительно содержащий стадию первоначального нагнетания и циркуляции через скважину жидкости для предварительной промывки.
  42. 42. Способ по п.38, в котором жидкость для завершения скважины на 24-128 ч приводят в контакт со стволом скважины.
  43. 43. Жидкость для завершения скважины, предназначенная для разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины, содержащая вязкоупругое поверхностноактивное вещество, α-амилазу и этилендиаминтетрауксусную кислоту, присутствующие в жидкости примерно в следующих концентрациях: 5, 0,5 и 28% соответственно.
  44. 44. Жидкость для завершения скважины по п.43, дополнительно содержащая ЫН4С1 с концентрацией около 4%.
  45. 45. Жидкость для завершения скважины, предназначенная для разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины, содержащая α-амилазу и этилендиаминтетрауксусную кислоту, при этом α-амилаза присутствует в жидкости с концентрацией в интервале 0,1-1,5%, а этилендиаминтетрауксусная кислота присутствует в жидкости с концентрацией в интервале 5-28%.
  46. 46. Жидкость для завершения скважины по п.45, дополнительно содержащая 1-10% соли.
  47. 47. Способ разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины совместно с операцией гравийной набивки, содержащий нагнетание в скважину жидкости по любому из пп.43-46.
EA200100739A 1998-12-31 1999-12-08 Жидкости и способы для завершения углеводородных скважин EA002585B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/224,440 US6140277A (en) 1998-12-31 1998-12-31 Fluids and techniques for hydrocarbon well completion
PCT/US1999/029011 WO2000040667A1 (en) 1998-12-31 1999-12-08 Fluids and techniques for hydrocarbon well completion

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200100739A1 EA200100739A1 (ru) 2002-04-25
EA002585B1 true EA002585B1 (ru) 2002-06-27

Family

ID=22840694

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200100739A EA002585B1 (ru) 1998-12-31 1999-12-08 Жидкости и способы для завершения углеводородных скважин

Country Status (12)

Country Link
US (3) US6140277A (ru)
EP (1) EP1171543B1 (ru)
CN (1) CN1238463C (ru)
AT (1) ATE550403T1 (ru)
AU (1) AU761262B2 (ru)
BR (1) BR9916631B1 (ru)
CA (2) CA2690140C (ru)
EA (1) EA002585B1 (ru)
ID (1) ID30082A (ru)
NO (1) NO339337B1 (ru)
OA (1) OA12508A (ru)
WO (1) WO2000040667A1 (ru)

Families Citing this family (202)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5964295A (en) 1996-10-09 1999-10-12 Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division Methods and compositions for testing subterranean formations
US6435277B1 (en) 1996-10-09 2002-08-20 Schlumberger Technology Corporation Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations
US6564814B2 (en) * 1997-05-23 2003-05-20 Shelba F. Bowsman Engine decarbonizing system
US6258859B1 (en) * 1997-06-10 2001-07-10 Rhodia, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use
CA2257697C (en) 1998-12-31 2003-05-20 Fracmaster Ltd. Foam-fluid for fracturing subterranean formations
US6140277A (en) * 1998-12-31 2000-10-31 Schlumberger Technology Corporation Fluids and techniques for hydrocarbon well completion
GB9906484D0 (en) 1999-03-19 1999-05-12 Cleansorb Ltd Method for treatment of underground reservoirs
US6508307B1 (en) 1999-07-22 2003-01-21 Schlumberger Technology Corporation Techniques for hydraulic fracturing combining oriented perforating and low viscosity fluids
US6818594B1 (en) 1999-11-12 2004-11-16 M-I L.L.C. Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use
US6875728B2 (en) * 1999-12-29 2005-04-05 Bj Services Company Canada Method for fracturing subterranean formations
US6631764B2 (en) * 2000-02-17 2003-10-14 Schlumberger Technology Corporation Filter cake cleanup and gravel pack methods for oil based or water based drilling fluids
US6571875B2 (en) 2000-02-17 2003-06-03 Schlumberger Technology Corporation Circulation tool for use in gravel packing of wellbores
US6491099B1 (en) 2000-02-29 2002-12-10 Bj Services Company Viscous fluid applicable for treating subterranean formations
US7451819B2 (en) * 2000-03-02 2008-11-18 Schlumberger Technology Corporation Openhole perforating
AU6017801A (en) * 2000-04-05 2001-10-23 Sofitech Nv Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
US20030216263A1 (en) * 2000-08-30 2003-11-20 Tibbles Raymond J. Fluids and techniques for hydrocarbon well completion
US6762154B2 (en) * 2000-09-21 2004-07-13 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentrations
US7052901B2 (en) * 2000-10-31 2006-05-30 Baker Hughes Incorporated Bacteria-based and enzyme-based mechanisms and products for viscosity reduction breaking of viscoelastic fluids
US6908888B2 (en) * 2001-04-04 2005-06-21 Schlumberger Technology Corporation Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
US7084095B2 (en) * 2001-04-04 2006-08-01 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids
US6911418B2 (en) * 2001-05-17 2005-06-28 Schlumberger Technology Corporation Method for treating a subterranean formation
US7080688B2 (en) * 2003-08-14 2006-07-25 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for degrading filter cake
US7276466B2 (en) * 2001-06-11 2007-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for reducing the viscosity of a fluid
US7140438B2 (en) * 2003-08-14 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications
US7168489B2 (en) * 2001-06-11 2007-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids
US6828280B2 (en) * 2001-08-14 2004-12-07 Schlumberger Technology Corporation Methods for stimulating hydrocarbon production
US6938693B2 (en) * 2001-10-31 2005-09-06 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling screenouts
US7078370B2 (en) * 2001-09-19 2006-07-18 Baker Hughes Incorporated Biodegradable chelant compositions for fracturing fluid
MXPA04005049A (es) * 2001-12-03 2004-08-19 Schlumberger Technology Bv Fluido de perforacion de control de perdida de fluido que no causa dano y metodo para el uso de la misma.
US7405188B2 (en) * 2001-12-12 2008-07-29 Wsp Chemicals & Technology, Llc Polymeric gel system and compositions for treating keratin substrates containing same
US8273693B2 (en) 2001-12-12 2012-09-25 Clearwater International Llc Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery
US7183239B2 (en) * 2001-12-12 2007-02-27 Clearwater International, Llc Gel plugs and pigs for pipeline use
US6929070B2 (en) * 2001-12-21 2005-08-16 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for treating a subterranean formation
US7119050B2 (en) * 2001-12-21 2006-10-10 Schlumberger Technology Corporation Fluid system having controllable reversible viscosity
US6791130B2 (en) * 2002-08-27 2004-09-14 E-Phocus, Inc. Photoconductor-on-active-pixel (POAP) sensor utilizing a multi-layered radiation absorbing structure
US6691780B2 (en) 2002-04-18 2004-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Tracking of particulate flowback in subterranean wells
US6774090B2 (en) * 2002-04-19 2004-08-10 Jacam Chemicals, L.L.C. Compositions and methods for controlling downhole sulfide deposits
WO2003097996A1 (en) * 2002-05-21 2003-11-27 Sofitech N.V. Hydraulic fracturing method
US6840318B2 (en) * 2002-06-20 2005-01-11 Schlumberger Technology Corporation Method for treating subterranean formation
US6968898B2 (en) * 2002-06-28 2005-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for removing particles from a well bore penetrating a possible producing formation
US6978838B2 (en) * 2002-07-19 2005-12-27 Schlumberger Technology Corporation Method for removing filter cake from injection wells
US7219731B2 (en) * 2002-08-26 2007-05-22 Schlumberger Technology Corporation Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems
US7398826B2 (en) * 2003-11-14 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with dissolvable polymer
US7677311B2 (en) * 2002-08-26 2010-03-16 Schlumberger Technology Corporation Internal breaker for oilfield treatments
US6886635B2 (en) 2002-08-28 2005-05-03 Tetra Technologies, Inc. Filter cake removal fluid and method
US7378378B2 (en) * 2002-12-19 2008-05-27 Schlumberger Technology Corporation Rheology enhancers
US7345012B2 (en) * 2004-12-15 2008-03-18 Schlumberger Technology Corporation Foamed viscoelastic surfactants
US6923264B2 (en) * 2003-03-05 2005-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fracturing subterranean zones, fracturing fluids and breaker activators therefor
US7036587B2 (en) * 2003-06-27 2006-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of diverting treating fluids in subterranean zones and degradable diverting materials
US7228904B2 (en) * 2003-06-27 2007-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US7032663B2 (en) * 2003-06-27 2006-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores
US20050130848A1 (en) * 2003-06-27 2005-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US7044224B2 (en) * 2003-06-27 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Permeable cement and methods of fracturing utilizing permeable cement in subterranean well bores
US7148184B2 (en) * 2003-07-22 2006-12-12 Schlumberger Technology Corporation Self-diverting foamed system
US20050028976A1 (en) * 2003-08-05 2005-02-10 Nguyen Philip D. Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates
US7081438B2 (en) * 2003-08-13 2006-07-25 Brine -Add Fluids Ltd. Drilling fluids, drilling fluids additives and methods useful for limiting tar sands accretion on metal surfaces
US7497278B2 (en) * 2003-08-14 2009-03-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes in a subterranean formation
US8541051B2 (en) 2003-08-14 2013-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate
US6997259B2 (en) * 2003-09-05 2006-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for forming a permeable and stable mass in a subterranean formation
US7829507B2 (en) 2003-09-17 2010-11-09 Halliburton Energy Services Inc. Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations
US7833944B2 (en) 2003-09-17 2010-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications
US7674753B2 (en) 2003-09-17 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations
US7318475B2 (en) * 2003-11-14 2008-01-15 Schlumberger Technology Corporation Matrix acidizing high permeability contrast formations
US7000701B2 (en) * 2003-11-18 2006-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for weighting a breaker coating for uniform distribution in a particulate pack
US7195068B2 (en) * 2003-12-15 2007-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations
US7096947B2 (en) * 2004-01-27 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations
US20050173116A1 (en) 2004-02-10 2005-08-11 Nguyen Philip D. Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back
US20050183741A1 (en) * 2004-02-20 2005-08-25 Surjaatmadja Jim B. Methods of cleaning and cutting using jetted fluids
CN1304521C (zh) * 2004-02-23 2007-03-14 中海石油（中国）有限公司天津分公司 一种滤饼清除液
US7211547B2 (en) 2004-03-03 2007-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications
GB2412391A (en) * 2004-03-27 2005-09-28 Cleansorb Ltd Process for disruption of filter cakes
GB2412389A (en) * 2004-03-27 2005-09-28 Cleansorb Ltd Process for treating underground formations
US7373977B1 (en) * 2004-03-29 2008-05-20 Oil Chem Technologies Process for oil recovery employing surfactant gels
US20050257932A1 (en) * 2004-05-19 2005-11-24 Davidson Eric A Filter cake degradation compositions and associated methods
US7299875B2 (en) 2004-06-08 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling particulate migration
US7195070B2 (en) * 2004-07-15 2007-03-27 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for downhole artificial lift system protection
US20060032633A1 (en) * 2004-08-10 2006-02-16 Nguyen Philip D Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers
US7775278B2 (en) * 2004-09-01 2010-08-17 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion or isolation
US7275596B2 (en) * 2005-06-20 2007-10-02 Schlumberger Technology Corporation Method of using degradable fiber systems for stimulation
US7299869B2 (en) * 2004-09-03 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Carbon foam particulates and methods of using carbon foam particulates in subterranean applications
US7757768B2 (en) 2004-10-08 2010-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations
US7237608B2 (en) * 2004-10-20 2007-07-03 Schlumberger Technology Corporation Self diverting matrix acid
US7648946B2 (en) 2004-11-17 2010-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes in subterranean formations
US7380602B2 (en) * 2004-11-18 2008-06-03 Schlumberger Technology Corporation Composition and method for treating a subterranean formation
US7883740B2 (en) 2004-12-12 2011-02-08 Halliburton Energy Services, Inc. Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates
US7923419B2 (en) * 2004-12-17 2011-04-12 Baker Hughes Incorporated Methods and compositions for thermal insulation
US8030249B2 (en) * 2005-01-28 2011-10-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US20060169182A1 (en) 2005-01-28 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US7267170B2 (en) * 2005-01-31 2007-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture
US20080009423A1 (en) * 2005-01-31 2008-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture
US7353876B2 (en) * 2005-02-01 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations
US8598092B2 (en) 2005-02-02 2013-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations
US20060172894A1 (en) * 2005-02-02 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US7216705B2 (en) * 2005-02-22 2007-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of placing treatment chemicals
US7673686B2 (en) 2005-03-29 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control
US8105989B2 (en) * 2005-04-05 2012-01-31 M-I L.L.C. Water based completion and displacement fluid and method of use
US20060223714A1 (en) 2005-04-05 2006-10-05 M-L L.L.C. Invert emulsion based completion and displacement fluid and method of use
US7662753B2 (en) 2005-05-12 2010-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7677315B2 (en) 2005-05-12 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7803743B2 (en) * 2005-06-06 2010-09-28 Baker Hughes Incorporated Invert emulsion carrier fluid and oil-wetting agent and method of using same
US7497267B2 (en) * 2005-06-16 2009-03-03 Weatherford/Lamb, Inc. Shunt tube connector lock
US7318474B2 (en) 2005-07-11 2008-01-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back
US7261160B2 (en) * 2005-09-13 2007-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids
US20070060482A1 (en) * 2005-09-13 2007-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids
US7713916B2 (en) 2005-09-22 2010-05-11 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester-based surfactants and associated methods
US7926591B2 (en) 2006-02-10 2011-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications
US8613320B2 (en) 2006-02-10 2013-12-24 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and applications of resins in treating subterranean formations
US7819192B2 (en) * 2006-02-10 2010-10-26 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating agent emulsions and associated methods
US7665517B2 (en) 2006-02-15 2010-02-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cleaning sand control screens and gravel packs
US7691789B2 (en) * 2006-03-31 2010-04-06 Schlumberger Technology Corporation Self-cleaning well control fluid
US8329621B2 (en) 2006-07-25 2012-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
US9027647B2 (en) 2006-08-04 2015-05-12 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof
US9120964B2 (en) 2006-08-04 2015-09-01 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing biodegradable chelating agents and methods for use thereof
US8567503B2 (en) 2006-08-04 2013-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage
US9127194B2 (en) 2006-08-04 2015-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing a boron trifluoride complex and methods for use thereof
US8567504B2 (en) * 2006-08-04 2013-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage
US7635028B2 (en) * 2006-09-18 2009-12-22 Schlumberger Technology Corporation Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine
US7287590B1 (en) 2006-09-18 2007-10-30 Schlumberger Technology Corporation Internal breaker for oilfield fluids
US8067342B2 (en) * 2006-09-18 2011-11-29 Schlumberger Technology Corporation Internal breakers for viscoelastic surfactant fluids
US8481462B2 (en) * 2006-09-18 2013-07-09 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids
US7879770B2 (en) * 2006-09-18 2011-02-01 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker for viscoelastic surfactant fluids
US7678742B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7678743B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7687438B2 (en) 2006-09-20 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7686080B2 (en) 2006-11-09 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-generating fluid loss control additives and associated methods
US9018146B2 (en) * 2006-11-22 2015-04-28 Baker Hughes Incorporated Method of treating a well with viscoelastic surfactant and viscosification activator
US7998908B2 (en) 2006-12-12 2011-08-16 Schlumberger Technology Corporation Fluid loss control and well cleanup methods
US8220548B2 (en) 2007-01-12 2012-07-17 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant wash treatment fluids and associated methods
US20080236832A1 (en) * 2007-03-26 2008-10-02 Diankui Fu Method for Treating Subterranean Formation
US8695708B2 (en) * 2007-03-26 2014-04-15 Schlumberger Technology Corporation Method for treating subterranean formation with degradable material
EP1985682A1 (en) * 2007-04-17 2008-10-29 Services Pétroliers Schlumberger Method and composition for treatment of a well
US8071511B2 (en) * 2007-05-10 2011-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for stimulating oil or gas production using a viscosified aqueous fluid with a chelating agent to remove scale from wellbore tubulars or subsurface equipment
US20080277112A1 (en) * 2007-05-10 2008-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for stimulating oil or gas production using a viscosified aqueous fluid with a chelating agent to remove calcium carbonate and similar materials from the matrix of a formation or a proppant pack
US8099997B2 (en) 2007-06-22 2012-01-24 Weatherford/Lamb, Inc. Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines
US8065905B2 (en) 2007-06-22 2011-11-29 Clearwater International, Llc Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression
US7950454B2 (en) * 2007-07-23 2011-05-31 Schlumberger Technology Corporation Technique and system for completing a well
US8020617B2 (en) * 2007-09-11 2011-09-20 Schlumberger Technology Corporation Well treatment to inhibit fines migration
US20090137429A1 (en) * 2007-11-26 2009-05-28 Rimassa Shawn Mccleskey Temperature-Extended Enzyme Systems
US7712536B2 (en) * 2007-11-29 2010-05-11 Schlumberger Technology Corporation Filtercake removal
WO2009072036A1 (en) 2007-12-03 2009-06-11 Schlumberger Canada Limited Methods of perforation using viscoelastic surfactant fluids and associated compositions
US8839865B2 (en) * 2008-02-27 2014-09-23 Schlumberger Technology Corporation Slip-layer fluid placement
US20090247430A1 (en) * 2008-03-28 2009-10-01 Diankui Fu Elongated particle breakers in low pH fracturing fluids
US8006760B2 (en) 2008-04-10 2011-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Clean fluid systems for partial monolayer fracturing
CA2723586C (en) * 2008-05-05 2013-06-18 Raul Navarro-Mascarell Breaker fluids comprising a chelating agent and an enzyme
US7906464B2 (en) 2008-05-13 2011-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes
WO2010001323A1 (en) * 2008-07-01 2010-01-07 Schlumberger Canada Limited System, method, and apparatus for injection well clean-up operations
US8322419B2 (en) * 2008-07-25 2012-12-04 Schlumberger Technology Corporation Method of gravel packing a well containing synthetic or oil-based drilling fluids
US8316939B2 (en) * 2008-08-20 2012-11-27 Schlumberger Technology Corporation Method of installing sand control screens in wellbores containing synthetic or oil-based drilling fluids
US8658574B2 (en) * 2008-08-29 2014-02-25 Schlumberger Technology Corporation Treatment and reuse of oilfield produced water for operations in a well
US7833943B2 (en) 2008-09-26 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Microemulsifiers and methods of making and using same
US8322420B2 (en) * 2008-10-20 2012-12-04 Schlumberger Technology Corporation Toe-to-heel gravel packing methods
US8016040B2 (en) * 2008-11-26 2011-09-13 Schlumberger Technology Corporation Fluid loss control
US8293696B2 (en) * 2009-02-06 2012-10-23 Ecolab, Inc. Alkaline composition comprising a chelant mixture, including HEIDA, and method of producing same
US8127835B2 (en) * 2009-02-18 2012-03-06 Schlumberger Technology Corporation Integrated cable hanger pick-up system
US7980311B2 (en) * 2009-02-18 2011-07-19 Schlumberger Technology Corporation Devices, systems and methods for equalizing pressure in a gas well
US8177526B2 (en) * 2009-02-18 2012-05-15 Schlumberger Technology Corporation Gas well dewatering system
US8082991B2 (en) * 2009-02-19 2011-12-27 Schlumberger Technology Corporation Monitoring and control system for a gas well dewatering pump
US7998910B2 (en) 2009-02-24 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use
US8940667B2 (en) * 2009-06-05 2015-01-27 Kroff Chemical Company Fluid treatment systems, compositions and methods for metal ion stabilization in aqueous solutions and/or enhanced fluid performance
US20100323932A1 (en) 2009-06-17 2010-12-23 Oscar Bustos Methods for treating a well or the like
US8082992B2 (en) 2009-07-13 2011-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fluid-controlled geometry stimulation
US20110017457A1 (en) * 2009-07-21 2011-01-27 Samuel Mathew M Environmental compositions and methods for well treatment
US20110021386A1 (en) 2009-07-27 2011-01-27 Ali Syed A Microemulsion to improve shale gas production by controlling water imbibition
US8567499B2 (en) * 2009-08-04 2013-10-29 Schlumberger Technology Corporation Gelled liquid hydrocarbon treatment fluids and their associated methods of use
US9103200B2 (en) 2009-08-26 2015-08-11 Schlumberger Technology Corporation Rate induced diversion for multi-stage stimulation
WO2011079218A2 (en) 2009-12-23 2011-06-30 Bp Corporation North America Inc. Rigless low volume pump system
US20110186293A1 (en) * 2010-02-01 2011-08-04 Gurmen M Nihat Use of reactive solids and fibers in wellbore clean-out and stimulation applications
US8517100B2 (en) 2010-05-12 2013-08-27 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing
US9022112B2 (en) 2010-05-20 2015-05-05 Schlumberger Technology Corporation Chelant based system and polylactide resin for acid diversion
WO2012001396A1 (en) * 2010-06-28 2012-01-05 M-I Drilling Fluids U.K. Limited Method of removing water-based filter cake
EP2588557B1 (en) 2010-06-30 2021-04-21 M-I L.L.C. Breaker and displacement fluid
MX350787B (es) * 2010-09-30 2017-09-18 M I L L C * Agente viscosificado para el control de la perdida de fluido que utiliza quelatos.
US8561699B2 (en) 2010-12-13 2013-10-22 Halliburton Energy Services, Inc. Well screens having enhanced well treatment capabilities
US8881823B2 (en) 2011-05-03 2014-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Environmentally friendly low temperature breaker systems and related methods
RU2524227C2 (ru) * 2011-12-30 2014-07-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Добавка к жидкости для обработки подземного пласта и способ обработки подземного пласта
US9010417B2 (en) 2012-02-09 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Downhole screen with exterior bypass tubes and fluid interconnections at tubular joints therefore
US9334716B2 (en) 2012-04-12 2016-05-10 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising a hydroxypyridinecarboxylic acid and methods for use thereof
NO335083B1 (no) * 2012-08-21 2014-09-08 Altus Intervention As Anordning for oppsamling av partikulært materiale i en ledning
US9803130B2 (en) 2012-10-25 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation Methods of activating enzyme breakers
CN102942907A (zh) * 2012-11-23 2013-02-27 大庆百晟石油科技有限公司 一种新型调剖速解液
WO2014164835A1 (en) * 2013-03-13 2014-10-09 M-I Drilling Fluids U.K. Limited Chelant acid particulate bridging solids for acid based wellbore fluids
US9670399B2 (en) 2013-03-15 2017-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for acidizing a subterranean formation using a stabilized microemulsion carrier fluid
EP2796662B1 (en) * 2013-04-24 2016-06-08 GE Oil & Gas UK Limited Method and apparatus for cleaning a subsea stabplate connection
MX365430B (es) 2013-06-04 2019-06-03 Akzo Nobel Chemicals Int Bv Proceso para tratar formaciones subterraneas usando un agente quelante.
CA2928641C (en) 2013-10-25 2023-03-14 Flex-Chem Holding Company, Llc Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using a metal complexing agent
CA2944700C (en) 2014-04-14 2023-02-14 Flex-Chem Holding Company, Llc Stimulation of wells in nano-darcy shale formations
CA2888027A1 (en) 2014-04-16 2015-10-16 Bp Corporation North America, Inc. Reciprocating pumps for downhole deliquification systems and fluid distribution systems for actuating reciprocating pumps
US9238771B1 (en) * 2014-08-29 2016-01-19 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Non-coiled tubing well clean-up
PL3189116T3 (pl) 2014-09-04 2024-02-19 Flex-Chem Holding Company, Llc Szczelinowanie slick-water z użyciem uwalnianego w czasie środka kompleksującego metal
CA2980131A1 (en) 2015-05-20 2016-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Alkylpolyglucoside derivative fluid loss control additives for wellbore treatment fluids
WO2017007781A1 (en) * 2015-07-06 2017-01-12 Schlumberger Technology Corporation Hedta based chelants used with divalent brines, hedta based chelants used with divalent brines, wellbore fluids including the same and methods of use thereof
AU2015411591A1 (en) * 2015-10-14 2018-03-15 Landmark Graphics Corporation History matching of hydrocarbon production from heterogenous reservoirs
US10294407B2 (en) 2015-11-25 2019-05-21 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Barite filter cake removing composition and method
CN106367052A (zh) * 2016-09-07 2017-02-01 中国石油化工股份有限公司 一种用于注水井的降压增注剂及其制备方法和应用
US10844278B2 (en) * 2017-07-14 2020-11-24 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Composition and method for removing oil-based filter cake
WO2021072233A1 (en) 2019-10-10 2021-04-15 Flex-Chem Holding Company, Llc Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using peracetic acid
US11352548B2 (en) 2019-12-31 2022-06-07 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer
EP4100485A1 (en) 2020-02-07 2022-12-14 Flex-Chem Holding Company, LLC Iron control as part of a well treatment using time-released agents
AU2021216477A1 (en) 2020-02-07 2022-08-18 Flex-Chem Holding Company, Llc Iron control as part of a well treatment using time-released agents
WO2022031913A1 (en) * 2020-08-06 2022-02-10 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer
US11787997B2 (en) 2022-03-21 2023-10-17 Saudi Arabian Oil Company Treatment fluid composition for high temperature multi-stage fracturing applications
US11939516B2 (en) 2022-03-21 2024-03-26 Saudi Arabian Oil Company Treatment fluid recipe for high temperature multi-stage fracturing applications

Family Cites Families (48)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2259419A (en) * 1937-10-23 1941-10-14 Dow Chemical Co Well drilling
US2343136A (en) * 1941-08-02 1944-02-29 Richfield Oil Corp Well completion fluid
US2525783A (en) * 1946-04-06 1950-10-17 Nat Lead Co Treatment of well-drilling fluids
US2651500A (en) * 1948-05-04 1953-09-08 Texaco Development Corp Art of drilling wells
US2681704A (en) * 1951-01-02 1954-06-22 Paul L Menaul Treating wells with a substrate
US3480511A (en) * 1966-08-11 1969-11-25 Gen Mills Inc Enzymatic breaker system for tamarind polysaccharide
US3515667A (en) * 1966-12-12 1970-06-02 Universal Oil Prod Co Drilling fluid additive
US3509950A (en) * 1968-03-27 1970-05-05 Raphael G Kazmann Well drilling mud and screen composition and method of use thereof
US4081030A (en) * 1976-11-01 1978-03-28 The Dow Chemical Company Aqueous based slurry with chelating agent and method of forming a consolidated gravel pack
US4169818A (en) * 1978-04-17 1979-10-02 Celanese Corporation Mixture of hydroxypropylcellulose and poly(maleic anhydride/alkyl vinyl ether) as a hydrocolloid gelling agent
US4190462A (en) * 1978-07-04 1980-02-26 Shell Oil Company Dissolving barium sulfate scale with aqueous solutions of salts of carboxymethyl monocyclic macrocyclic polyamines
US4636327A (en) 1980-12-05 1987-01-13 Dowell Schlumberger Incorporated Aqueous acid composition and method of use
US4430128A (en) 1980-12-05 1984-02-07 The Dow Chemical Company Aqueous acid composition and method of use
US4615825A (en) 1981-10-30 1986-10-07 The Dow Chemical Company Friction reduction using a viscoelastic surfactant
US4695389A (en) * 1984-03-16 1987-09-22 Dowell Schlumberger Incorporated Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same
US4591447A (en) * 1984-03-16 1986-05-27 Dowell Schlumberger Incorporated Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same
US4735731A (en) * 1984-06-15 1988-04-05 The Dow Chemical Company Process for reversible thickening of a liquid
US5258137A (en) * 1984-12-24 1993-11-02 The Dow Chemical Company Viscoelastic surfactant based foam fluids
US4623399A (en) 1985-02-04 1986-11-18 Dowell Schlumberger Incorporated Solvent for removing iron oxide deposits
US4734259A (en) * 1985-11-22 1988-03-29 Dowell Schlumberger Incorporated Mixtures of α,β-unsaturated aldehides and surface active agents used as corrosion inhibitors in aqueous fluids
US4888121A (en) 1988-04-05 1989-12-19 Halliburton Company Compositions and method for controlling precipitation when acidizing sour wells
US4945991A (en) 1989-08-23 1990-08-07 Mobile Oil Corporation Method for gravel packing wells
US5165477A (en) * 1990-12-21 1992-11-24 Phillips Petroleum Company Enzymatic decomposition of drilling mud
US5126051A (en) * 1990-12-21 1992-06-30 Phillips Petroleum Company Enzymatic decomposition of drilling mud
US5082052A (en) 1991-01-31 1992-01-21 Mobil Oil Corporation Apparatus for gravel packing wells
US5224546A (en) * 1991-03-18 1993-07-06 Smith William H Method of breaking metal-crosslinked polymers
US5113935A (en) 1991-05-01 1992-05-19 Mobil Oil Corporation Gravel packing of wells
US5161613A (en) 1991-08-16 1992-11-10 Mobil Oil Corporation Apparatus for treating formations using alternate flowpaths
US5247995A (en) * 1992-02-26 1993-09-28 Bj Services Company Method of dissolving organic filter cake obtained from polysaccharide based fluids used in production operations and completions of oil and gas wells
WO1993024199A1 (en) * 1992-06-03 1993-12-09 Mobil Oil Corporation Method for removing alkaline sulfate scale
US5333688A (en) 1993-01-07 1994-08-02 Mobil Oil Corporation Method and apparatus for gravel packing of wells
GB9308884D0 (en) * 1993-04-29 1993-06-16 Archaeus Tech Group Acidising oil reservoirs
US5390966A (en) 1993-10-22 1995-02-21 Mobil Oil Corporation Single connector for shunt conduits on well tool
US5419394A (en) 1993-11-22 1995-05-30 Mobil Oil Corporation Tools for delivering fluid to spaced levels in a wellbore
US5417284A (en) 1994-06-06 1995-05-23 Mobil Oil Corporation Method for fracturing and propping a formation
US5562160A (en) * 1994-08-08 1996-10-08 B. J. Services Company Fracturing fluid treatment design to optimize fluid rheology and proppant pack conductivity
US5566759A (en) * 1995-01-09 1996-10-22 Bj Services Co. Method of degrading cellulose-containing fluids during completions, workover and fracturing operations of oil and gas wells
US5551516A (en) * 1995-02-17 1996-09-03 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing process and compositions
US5515915A (en) 1995-04-10 1996-05-14 Mobil Oil Corporation Well screen having internal shunt tubes
US5560427A (en) 1995-07-24 1996-10-01 Mobil Oil Corporation Fracturing and propping a formation using a downhole slurry splitter
US5972868A (en) * 1995-12-13 1999-10-26 The Dow Chemical Company Method for controlling alkaline earth and transition metal scaling with 2-hydroxyethyl iminodiacetic acid
US5964295A (en) 1996-10-09 1999-10-12 Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division Methods and compositions for testing subterranean formations
US5881813A (en) * 1996-11-06 1999-03-16 Bj Services Company Method for improved stimulation treatment
US5981447A (en) * 1997-05-28 1999-11-09 Schlumberger Technology Corporation Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations
US6258859B1 (en) 1997-06-10 2001-07-10 Rhodia, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use
US6035936A (en) * 1997-11-06 2000-03-14 Whalen; Robert T. Viscoelastic surfactant fracturing fluids and a method for fracturing subterranean formations
GB2338254B (en) * 1998-06-12 2002-10-16 Sofitech Nv Well completion clean-up fluids and method for cleaning up drilling and completion filtercakes
US6140277A (en) * 1998-12-31 2000-10-31 Schlumberger Technology Corporation Fluids and techniques for hydrocarbon well completion

Also Published As

Publication number Publication date
US6569814B1 (en) 2003-05-27
AU3113400A (en) 2000-07-24
US6140277A (en) 2000-10-31
BR9916631A (pt) 2002-06-04
CN1334854A (zh) 2002-02-06
WO2000040667A1 (en) 2000-07-13
CA2356332A1 (en) 2000-07-13
US6638896B1 (en) 2003-10-28
NO20013280L (no) 2001-08-29
CA2356332C (en) 2010-03-23
CN1238463C (zh) 2006-01-25
EA200100739A1 (ru) 2002-04-25
CA2690140C (en) 2011-09-06
ID30082A (id) 2001-11-01
EP1171543A1 (en) 2002-01-16
OA12508A (en) 2006-05-29
ATE550403T1 (de) 2012-04-15
EP1171543A4 (en) 2005-04-13
EP1171543B1 (en) 2012-03-21
BR9916631B1 (pt) 2009-08-11
NO339337B1 (no) 2016-11-28
AU761262B2 (en) 2003-05-29
NO20013280D0 (no) 2001-06-29
CA2690140A1 (en) 2000-07-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA002585B1 (ru) Жидкости и способы для завершения углеводородных скважин
US5881813A (en) Method for improved stimulation treatment
US3308885A (en) Treatment of subsurface hydrocarbon fluid-bearing formations to reduce water production therefrom
US6263967B1 (en) Well completion clean-up fluids and method for cleaning-up drilling and completion filtercakes
CN106795750A (zh) 用于井处理操作的转向系统
NO337698B1 (no) Fremgangsmåte for behandling av en undergrunnsformasjon
Nasr-El-Din et al. Application of a new class of surfactants in stimulation treatments
US10421896B2 (en) Polylactic acid/acid-soluble hard particulate blends as degradable diverting agents
US20140202684A1 (en) In-situ acid stimulation of carbonate formations with acid-producing microorganisms
US20030216263A1 (en) Fluids and techniques for hydrocarbon well completion
US10767102B2 (en) Clean gravel pack fluid composition and method for sand control applications
US20140202685A1 (en) In-situ acid stimulation of carbonate formations with acid-producing microorganisms
Sullivan et al. Oilfield applications of giant micelles
Parlar et al. Emerging Techniques in Gravel Packing Open-Hole Horizontal Completions in High-Performance Wells
RU2540767C1 (ru) Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора
CA3133675A1 (en) Composition and method for non-mechanical intervention and remediation of wellbore damage and reservoir fractures
Verret et al. Use of micronized cellulose fibers to protect producing formations
Li et al. Optimization of breaker schedules for stimulation of tight gas reservoirs
Casero et al. Several Decades of Fluid Diversion Evolution, Is There a Good Solution?
Haldar et al. Evaluation of rotary jetting tool application for matrix acid stimulation of carbonate reservoir in Southern Area Field of Saudi Arabia
WO2005040552A1 (en) Improved fracturing fluid and method of use
WO2022260824A1 (en) Controlled release acid system for well treatment applications
Tjon-Joe-Pin et al. Cost effective method for improving permeability in damaged wells
Poettmann The use of non-Newtonian fluids in oil recovery
McKay et al. Use of enzymes for the in-situ generation of well treatment chemicals

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ

QB4A Registration of a licence in a contracting state
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ RU