FR3040391B1 - Utilisation d'un systeme de polymere reticule pour la limitation d'une augmentation de pression annulaire - Google Patents
Utilisation d'un systeme de polymere reticule pour la limitation d'une augmentation de pression annulaire Download PDFInfo
- Publication number
- FR3040391B1 FR3040391B1 FR1657264A FR1657264A FR3040391B1 FR 3040391 B1 FR3040391 B1 FR 3040391B1 FR 1657264 A FR1657264 A FR 1657264A FR 1657264 A FR1657264 A FR 1657264A FR 3040391 B1 FR3040391 B1 FR 3040391B1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- fluid
- foamed
- wellbore
- water
- foam
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 196
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 121
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 85
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 63
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 claims abstract description 52
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 41
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 41
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 40
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims abstract description 24
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims abstract description 20
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 38
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 31
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 27
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 21
- -1 polyoxyethylene Polymers 0.000 claims description 21
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 16
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 11
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 10
- 239000004141 Sodium laurylsulphate Substances 0.000 claims description 10
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 10
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 10
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 10
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 claims description 10
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 229930186217 Glycolipid Natural products 0.000 claims description 6
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims description 6
- TWBURBDFKGJXHQ-UHFFFAOYSA-N S(=O)(=O)(O)CC(=O)O.C(CCCCCCCCCCC)[Na] Chemical compound S(=O)(=O)(O)CC(=O)O.C(CCCCCCCCCCC)[Na] TWBURBDFKGJXHQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical class OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003570 air Substances 0.000 claims description 6
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 claims description 6
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 6
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 150000003975 aryl alkyl amines Chemical class 0.000 claims description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 6
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 6
- 239000001307 helium Substances 0.000 claims description 6
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000003904 phospholipids Chemical class 0.000 claims description 6
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 claims description 6
- HVCOBJNICQPDBP-UHFFFAOYSA-N 3-[3-[3,5-dihydroxy-6-methyl-4-(3,4,5-trihydroxy-6-methyloxan-2-yl)oxyoxan-2-yl]oxydecanoyloxy]decanoic acid;hydrate Chemical compound O.OC1C(OC(CC(=O)OC(CCCCCCC)CC(O)=O)CCCCCCC)OC(C)C(O)C1OC1C(O)C(O)C(O)C(C)O1 HVCOBJNICQPDBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims description 5
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 claims description 4
- 125000006353 oxyethylene group Chemical group 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 11
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 6
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 description 5
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 5
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 4
- ISXSCDLOGDJUNJ-UHFFFAOYSA-N tert-butyl prop-2-enoate Chemical compound CC(C)(C)OC(=O)C=C ISXSCDLOGDJUNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 3
- 239000002671 adjuvant Substances 0.000 description 3
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 3
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SRBFZHDQGSBBOR-IOVATXLUSA-N D-xylopyranose Chemical compound O[C@@H]1COC(O)[C@H](O)[C@H]1O SRBFZHDQGSBBOR-IOVATXLUSA-N 0.000 description 2
- 229920002085 Dialdehyde starch Polymers 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920002201 Oxidized cellulose Polymers 0.000 description 2
- KFSLWBXXFJQRDL-UHFFFAOYSA-N Peracetic acid Chemical compound CC(=O)OO KFSLWBXXFJQRDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 2
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 2
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 2
- PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N arabinose Natural products OCC(O)C(O)C(O)C=O PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- SRBFZHDQGSBBOR-UHFFFAOYSA-N beta-D-Pyranose-Lyxose Natural products OC1COC(O)C(O)C1O SRBFZHDQGSBBOR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 229940107304 oxidized cellulose Drugs 0.000 description 2
- 239000001254 oxidized starch Substances 0.000 description 2
- 235000013808 oxidized starch Nutrition 0.000 description 2
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 2
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 2
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 2
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- JQWHASGSAFIOCM-UHFFFAOYSA-M sodium periodate Chemical compound [Na+].[O-]I(=O)(=O)=O JQWHASGSAFIOCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000008259 solid foam Substances 0.000 description 2
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000936 Agarose Polymers 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920002261 Corn starch Polymers 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- ZNZYKNKBJPZETN-WELNAUFTSA-N Dialdehyde 11678 Chemical compound N1C2=CC=CC=C2C2=C1[C@H](C[C@H](/C(=C/O)C(=O)OC)[C@@H](C=C)C=O)NCC2 ZNZYKNKBJPZETN-WELNAUFTSA-N 0.000 description 1
- 229930091371 Fructose Natural products 0.000 description 1
- RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N Fructose Chemical compound OC[C@H]1O[C@](O)(CO)[C@@H](O)[C@@H]1O RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N 0.000 description 1
- 239000005715 Fructose Substances 0.000 description 1
- IAJILQKETJEXLJ-UHFFFAOYSA-N Galacturonsaeure Natural products O=CC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O IAJILQKETJEXLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- RCEAADKTGXTDOA-UHFFFAOYSA-N OS(O)(=O)=O.CCCCCCCCCCCC[Na] Chemical compound OS(O)(=O)=O.CCCCCCCCCCCC[Na] RCEAADKTGXTDOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 description 1
- 239000005708 Sodium hypochlorite Substances 0.000 description 1
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 1
- 235000016383 Zea mays subsp huehuetenangensis Nutrition 0.000 description 1
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- IAJILQKETJEXLJ-QTBDOELSSA-N aldehydo-D-glucuronic acid Chemical compound O=C[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)C(O)=O IAJILQKETJEXLJ-QTBDOELSSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- PYMYPHUHKUWMLA-WDCZJNDASA-N arabinose Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)C=O PYMYPHUHKUWMLA-WDCZJNDASA-N 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 239000007844 bleaching agent Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000002843 carboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940073507 cocamidopropyl betaine Drugs 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000008120 corn starch Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229940079868 disodium laureth sulfosuccinate Drugs 0.000 description 1
- YGAXLGGEEQLLKV-UHFFFAOYSA-L disodium;4-dodecoxy-4-oxo-2-sulfonatobutanoate Chemical compound [Na+].[Na+].CCCCCCCCCCCCOC(=O)CC(C([O-])=O)S([O-])(=O)=O YGAXLGGEEQLLKV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 229940097043 glucuronic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 150000002466 imines Chemical class 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000005032 impulse control Effects 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008258 liquid foam Substances 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 235000009973 maize Nutrition 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 150000002772 monosaccharides Chemical group 0.000 description 1
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 description 1
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XFHJDMUEHUHAJW-UHFFFAOYSA-N n-tert-butylprop-2-enamide Chemical compound CC(C)(C)NC(=O)C=C XFHJDMUEHUHAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000006187 pill Substances 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229920001592 potato starch Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N sodium hypochlorite Chemical compound [Na+].Cl[O-] SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940091855 sodium lauraminopropionate Drugs 0.000 description 1
- HWCHICTXVOMIIF-UHFFFAOYSA-M sodium;3-(dodecylamino)propanoate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCNCCC([O-])=O HWCHICTXVOMIIF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 229920006029 tetra-polymer Polymers 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/38—Gaseous or foamed well-drilling compositions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
- Treatments Of Macromolecular Shaped Articles (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
Abstract
La présente divulgation concerne un procédé de limitation d'une accumulation de pression annulaire, comprenant la fourniture ou l'utilisation d'un fluide de traitement moussé, comprenant : un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l'introduction du fluide de traitement moussé dans un espace annulaire (24) de puits de forage (12). La présente divulgation concerne également un fluide de traitement moussé combinant les composants précités.
Description
CONTEXTE
Une ressource naturelle telle que pétrole ou le gaz se trouvant dans une formation souterraine peut être récupérée par forage d'un puits dans la formation. La formation souterraine est habituellement isolée d'autres formations selon une technique connue telle que la cimentation de puits. En particulier, un puits de forage est typiquement foré dans la formation souterraine alors qu'on fait circuler un fluide de forage dans le puits de forage. Une fois le forage terminé, un train de tiges, par ex. un tubage, est introduit dans le puits de forage. On procède ensuite généralement à une cimentation primaire, moyennant quoi une suspension de ciment est pompée vers le bas à travers le train de tuyaux et vers l’espace annulaire entre le train de tuyaux et les parois du puits de forage pour permettre à la suspension de ciment de durcir dans une colonne imperméable de ciment en étanchant ainsi l'espace annulaire. On peut procéder à des opérations de cimentation secondaire après l'opération de cimentation primaire. Un exemple d'opération de cimentation secondaire consiste à comprimer la cimentation, moyennant quoi une suspension de ciment est déplacée en force sous pression vers des zones d'intégrité perdue dans l'espace annulaire pour sceller ces zones.
Après les opérations de cimentation, la production de pétrole ou de gaz peut commencer. Le pétrole et le gaz sont produits à la surface après écoulement à travers le puits de forage. Quand le pétrole et le gaz traversent le puits de forage, de la chaleur peut sortir de ces fluides à travers le tubage et dans l'espace annulaire, ce qui entraîne typiquement l'expansion de tout fluide présent dans l'espace annulaire. Cette expansion peut provoquer une accumulation de pression dans l'espace annulaire, qu'on appelle augmentation de pression annulaire. L'augmentation de pression annulaire a typiquement lieu quand le volume annulaire est fixe. Par exemple, l'espace annulaire peut être fermé (par ex. piégé). L'espace annulaire est piégé pour isoler les fluides dans l'espace annulaire des zones situées en dehors de celui-ci. Le piégeage d'un espace annulaire a typiquement lieu vers la fin des opérations de cimentation, une fois que les fluides de complétion de puits tels que les fluides d'espacement et les ciments sont en place. L'espace annulaire est habituellement piégé par la fermeture d'une soupape, ce qui active un joint et des éléments similaires. Le piégeage présente des problèmes opérationnels. Par exemple, l'accumulation de pression annulaire peut endommager le puits de forage au point d'endommager la gaine de ciment, le tubage, les pièces tubulaires et d'autres équipements.
Un certain nombre de techniques ont été utilisées pour combattre l'accumulation de pression annulaire, y compris l'emploi d'une mousse synthétique enveloppée sur le tubage, l'introduction de fluides nitrifiés d'espacement au-dessus du ciment dans l'espace annulaire, le placement de disques de rupture dans un tubage extérieur, la conception d'insuffisances dans les opérations de cimentation primaire, telles que la conception du sommet de la colonne en ciment dans un espace annulaire pour être à court du sabot de tubage précédent, l'utilisation de sphères creuses, entre autres. Toutefois, ces procédés ont leurs inconvénients. Par exemple, la mousse syntactique peut provoquer des restrictions d'écoulement pendant la cimentation primaire du tubage dans le puits de forage. De plus, la mousse syntactique peut se détacher du tubage et/ou se dégrader lors de l'installation du tubage. Les inconvénients du placement des fluides d'espacement nitrifiés comprennent des difficultés logistiques (par ex. une place limitée pour l'équipement de surface d’accompagnement), les limitations de pression sur le puits de forage et les dépenses élevées typiques afférentes. D'autres inconvénients liés au placement des fluides d'espacement nitrifiés comprennent la perte de retours lorsqu'on fait circuler le fluide d'espacement nitrifié en place et dans des situations où les conditions géographiques engendrent des difficultés pour fournir le bon équipement pour pomper le fluide d'espacement nitrifié. D'autres inconvénients comprennent une compression telle du train de tubage par les disques de rupture après défaillance des disques, qu'il en devient impossible de poursuivre les opérations du puits de forage. D'autres inconvénients comprennent l’insuffisance conçue, qui peut ne pas avoir lieu du fait du non-déplacement des fluides de puits de forage comme prévu et de l’accumulation de ciment jusqu’à un sabot de tubage et le piégeage du ciment. De plus, les problèmes inhérents aux sphères creuses comprennent la défaillance des sphères avant leur placement dans l'espace annulaire et leur incapacité à supporter des variations répétées de press ion/température.
PRÉSENTATION
Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, un fluide de traitement moussé convenant à la limitation d’une accumulation de pression annulaire, comprend : un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former le fluide de traitement moussé.
Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, un procédé de limitation d’une accumulation de pression annulaire comprend : la fourniture ou l’utilisation d'un fluide de traitement moussé, qui comprend : un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l'introduction du fluide de traitement moussé dans un espace annulaire d’un puits de forage.
Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, un procédé de limitation d’une accumulation de pression annulaire comprend : la préparation d’un fluide de traitement moussé en combinant un fluide de base aqueux avec : un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l'introduction du fluide de traitement moussé dans un espace annulaire d'un puits de forage.
Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le procédé comprend en outre futilisation d’un mélangeur servant à combiner les composants et d’une pompe servant à introduire le fluide de traitement moussé dans l'espace annulaire du puits de forage.
Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle comprend au moins l’un des composés suivants : un polymère à base d'acrylamide, un polysaccharide oxydé et leurs combinaisons.
Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, l'agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydro soluble contenant des groupes carbonyle est choisi dans l'ensemble constitué de : une polyalkylène-imine ; une polyalkylènepolyamine, une amine aliphatique polyfonctionnelle, une arylalkylamine, une hétéroarylalkylamine et des combinaisons de celles-ci.
Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le fluide de traitement moussé ne contient aucun agent de réticulation ionique.
Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le fluide de traitement moussé comprend en outre un agent gélifiant.
Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, l'agent gélifiant est un biopolymère.
Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le tensioactif de mousse contient au moins l’un d’un tensioactif amphotère, d’un tensioactif cationique, d’un tensioactif anionique et de leurs combinaisons.
Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le tensioactif de mousse contient au moins un composé du groupe constitué de bétaïnes, de sultaïnes et d'imidazolinium, de laurylsulfate de sodium (SLS), de poly(oxyéthylène d'alcools gras), de esters de polyoxyéthylène sorbitol, d'alcanolamides, de sulfosuccinates, de phospholipides, de glycolipide, de sulfoacétate de laurylsodium, de sulfates d'alcool éther et de leurs combinaisons.
Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le tensioactif de mousse est présent dans le fluide de traitement moussé selon une concentration d'environ 0,005 % à environ 5 % en poids du fluide de base aqueux.
Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, la qualité de la mousse est comprise entre 5 % du volume en gaz à environ 99 % du volume en gaz.
Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le gaz est choisi dans l'ensemble constitué d'azote, de dioxyde de carbone, d’air, de méthane, d'hélium, d'argon et de toute combinaison de ceux-ci.
Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le procédé comprend en outre rutilisation du fluide de traitement pour déplacer un fluide de forage à partir de l'espace annulaire du puits de forage ; et l'introduction d'une composition de ciment dans l'espace annulaire du puits de forage, le fluide de traitement séparant la composition de ciment du fluide de forage.
BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS
Les figures suivantes sont présentées pour illustrer certains aspects de la présente divulgation, et ne doivent pas être considérées comme des modes de réalisation exclusifs. L’objet divulgué est capable de modifications, d’altérations et d'équivalents considérables dans la forme et dans la fonction, comme il sera apparent à un homme de métier et qui bénéficie de cette divulgation.
La figure 1 est une photographie d'un mode de réalisation du système à polymère réticulé moussé de la divulgation.
La figure 2 représente un mode de réalisation du placement des fluides de traitement moussés dans un espace annulaire de puits de forage.
La figure 3 illustre un mode de réalisation d'un système conçu pour produire et pour débiter les fluides de traitement moussés des modes de réalisation décrits ici dans l'espace annulaire d'un puits de forage.
La figure 4 est un graphique représentant les fluctuations de pression au cours du temps de l'eau chauffée dans un analyseur de ciment ultrasonique (« UCA »).
La figure 5 est un graphe des fluctuations de la pression au cours du temps de la variante liquide d'un fluide de traitement non moussé qui est chauffée selon la divulgation.
La figure 6 est un graphe représentant les fluctuations de pression au cours du temps de la variante gélifiée d'un fluide de traitement non moussé qui est chauffée selon la divulgation.
La figure 7 est un graphe des fluctuations de la pression au cours du temps de la variante liquide d'un fluide de traitement moussé qui est chauffée selon la divulgation.
La figure 8 est un graphe représentant les fluctuations de pression au cours du temps de la variante gélifiée d'un fluide de traitement moussé qui est chauffée selon la divulgation.
Les figures 9A et 9B sont des photographies de la matière moussée et gélifiée après essai dans l'UCA.
DESCRIPTION DÉTAILLÉE
Cette divulgation décrit un procédé de moussage d'un système de polymère réticulé en deux parties qui peut servir à limiter l'accumulation de pression annulaire (« APB », « Annular Pressure Buildup » en anglais). Le système divulgué peut, une fois moussé, être comprimé (et changer de forme) au besoin pour limiter l'augmentation de pression APB et d'autres variations potentielles de fond de puits à des températures pouvant dépasser 400 °F (soit environ 204 °C).
Le système de polymère décrit se compose de plusieurs parties. La base est un polymère linéaire ou modifié contenant des groupes carbonyle et l'agent de réticulation est un agent qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère contenant des groupes carbonyle. Ces deux composés sont mélangés pour former un gel. Quand on ajoute un tensioactif de mousse, le gel peut mousser selon des qualités variables. Un mode de réalisation du produit final, comme on le voit à la figure 1, est une mousse solide de faible densité, qui est flexible mais résiliente.
Les matériaux utilisés dans l'état de la technique présentent plusieurs inconvénients. Alors que les fluides de production à températures accrues pouvant atteindre environ 400 °F (soit environ 204 °C) passent à travers la tuyauterie de production, ils peuvent nettement augmenter la température du fluide annulaire. La plupart des fluides de la technique précédente sont incapables de limiter totalement l'accumulation de pression à ces températures très élevées. De plus, alors que la température augmente d'environ 140 °F (soit environ 60 °C), des stabilisants, tels que le bicarbonate de sodium, peuvent s'avérer nécessaires. De nombreux composés de la présente divulgation peuvent limiter l'augmentation d'APB à des températures pouvant dépasser 400 °F (soit environ 204 °C).
En second lieu, les agents de réticulation utilisés dans l'état de la technique sont typiquement à base de chrome. Ces agents de réticulation sont moins désirables parce que certaines espèces contenant du chrome peuvent s’avérer toxiques. Les composés de la présente divulgation utilisent un agent de réticulation ionique.
Certains modes de réalisation de limitation de ΓΑΡΒ comprennent : la fourniture ou l'utilisation d'un fluide de traitement moussé, comprenant : un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l’introduction du fluide de traitement moussé dans un espace annulaire de puits de forage. Dans certains modes de réalisation, le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle comprend au moins l'un des composés suivants : un polymère à base d'acrylamide, un polysaccharide oxydé et leurs combinaisons. Dans un mode de réalisation, l'agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle est choisi dans l'ensemble constitué de : une polyalkylène-imine ; une polyéthylène-imine, une polyalkylènepolyamine, une amine aliphatique polyfonctionnelle, une arylalkylamine, une hétéroarylalkylamine et des combinaisons de celles-ci. Dans certains modes de réalisation, le fluide de traitement moussé ne contient aucun agent de réticulation ionique. Dans certains modes de réalisation, le fluide de traitement moussé comprend en outre un agent gélifiant. Cet agent gélifiant peut être un biopolymère. Dans de nombreux modes de réalisation, le tensioactif de mousse contient au moins soit un tensioactif amphotère, un tensioactif cationique, un tensioactif anionique et leurs combinaisons. Le tensioactif de mousse contient au moins un composé du groupe constitué de bétaïnes, de sultaïnes et d'imidazolinium, de laurylsulfate de sodium (« SLS »), de poly(oxyéthylène d'alcools gras), de esters de polyoxyéthylène sorbitol , d'alcanolamides, de sulfosuccinates, de phospholipides, de glycolipide, de sulfoacétate de laurylsodium, de sulfates d'alcool éther, et de leurs combinaisons. Le tensioactif de mousse peut être présent dans le fluide de traitement moussé selon une concentration d'environ 0,005 % à environ 5 % en poids du fluide de base aqueux. La qualité de la mousse peut être comprise entre 5 % du volume en gaz à environ 99 % du volume en gaz. Dans certains modes de réalisation, le gaz peut être choisi dans l'ensemble constitué d'azote, de dioxyde de carbone, d'air, de méthane, d'hélium, d'argon et de toute combinaison de ceux-ci. Le procédé peut en outre comprendre l'utilisarion du fluide de traitement pour déplacer un fluide de forage à partir de l'espace annulaire du puits de forage ; et l'introduction d'une composition de ciment dans l'espace annulaire du puits de forage, le fluide de traitement séparant la composition de ciment du fluide de forage.
Dans certains modes de réalisation, un procédé de limitation de l’accumulation de pression annulaire comprend : la combinaison d'un fluide de base aqueux ; d'un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; d'un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; d'un tensioactif de mousse ; et de suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l'introduction du fluide de traitement moussé dans un espace annulaire de puits de forage. Dans certains modes de réalisation, le procédé comprend un mélangeur servant à combiner les composants et une pompe servant à introduire le fluide de traitement moussé dans l’espace annulaire du puits de forage.
Dans un mode de réalisation, un fluide de traitement moussé servant à limiter l'accumulation de pression annulaire comprend ; un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former un fluide de traitement moussé. Dans certains modes de réalisation, le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle comprend au moins l'un des composés suivants : un polymère à base d'acrylamide, un polysaccharide oxydé et leurs combinaisons. Dans un mode de réalisation, l'agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle est choisi dans l'ensemble constitué de : une polyalkylène-imine ; une polyéthylène-imine, une polyalkylènepolyamine, une amine aliphatique polyfonctionnelle, une arylalkylamine, une hétéroarylalkylamine et des combinaisons de celles-ci. Dans certains modes de réalisation, le fluide de traitement moussé ne contient aucun agent de réticulation ionique. Dans certains modes de réalisation, le fluide de traitement moussé comprend en outre un agent gélifiant. Cet agent gélifiant peut être un biopolymère. Dans de nombreux modes de réalisation, le tensioactif de mousse contient au moins soit un tensioactif amphotère, un tensioactif cationique, un tensioactif anionique et leurs combinaisons. Le tensioactif de mousse peut contenir au moins un composé du groupe constitué de bétaïnes, de sultaïnes et d'imidazolinium, de SLS, de poly(oxyéthylène d'alcools gras), de esters de polyoxyéthylène sorbitol , d'alcanolamides, de sulfosuccinates, de phospholipides, de glycolipide, de sulfoacétate de laurylsodium, de sulfates d'alcool éther, et de leurs combinaisons. Le tensioactif de mousse peut être présent dans le fluide de traitement moussé selon une concentration d'environ 0,005 % à environ 5 % en poids du fluide de base aqueux. La qualité de la mousse peut être comprise entre 5 % du volume en gaz à environ 99 % du volume en gaz. Dans certains modes de réalisation, le gaz peut être choisi dans l’ensemble constitué d'azote, de dioxyde de carbone, d'air, de méthane, d'hélium, d'argon et de toute combinaison de ceux-ci.
Fluides de base aqueux
Le fluide de base aqueux des présents modes de réalisation peut généralement être d'une source quelconque, à condition que les fluides ne contiennent pas de composants susceptibles d'affecter la stabilité et/ou les performances des fluides de traitement de la présente invention.
Dans divers modes de réalisation, le fluide de base aqueux peut comprendre de l'eau douce, de l'eau salée, de l'eau de mer, de la saumure ou une solution aqueuse d'un sel. Dans certains modes de réalisation, le fluide de base aqueux peut contenir une saumure monovalente ou une saumure divalente. Les saumures monovalentes appropriées peuvent comprendre, par exemple, des saumures de chlorure de sodium, des saumures de bromure de sodium, des saumures de chlorure de potassium, des saumures de bromure de potassium et similaires. Les saumures divalentes appropriées peuvent comprendre, par exemple, des saumures de chlorure de magnésium, des saumures de chlorure de calcium, des saumures de calcium et similaires.
Dans certains modes de réalisation, le fluide de base aqueux est présent dans les fluides de traitement moussés selon une concentration d'environ 20 % à environ 99 % en volume du système de fluide.
Polymère hydrosoluble
Les fluides de traitement moussés de la divulgation comprennent un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle. Généralement, le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle doit réagir, dans des conditions appropriées (par ex., heure, température, choix de l'agent de réticulation organique particulier, etc.) avec l'agent de réticulation organique pour former un gel réticulé. Les groupes carbonyle peuvent être contenus dans les groupes dépendants du polymère hydro soluble ou contenus dans le squelette du polymère. Des exemples de groupes carbonyle appropriés peuvent comprendre, sans s'y limiter, des groupes esters, aldéhydes, cétones, anhydrides, amides et acide carboxylique. Les polymères hydrosolubles appropriés contenant des groupes carbonyle comprennent, sans s'y limiter, des polymères saturés ou insaturés à base d'acrylamide. Les exemples comprennent sans s'y limiter un polyacrylamide, des copolymères d'acrylamide, une polyvinyl pyrrolidone, l'acide 2-acrylamido-2-méthylpropane sulfonique/copolymères d'acrylamide, des copolymères de styrène sulfoné/anhydride maléique, des terpolymères de vinylpyrrolidone/acide 2-acrylamido-2-méthylpropane sulfonique/acrylamide, des terpolymères d'acrylamide/acrylate de t-butyle/N-vinylpyrrolidone, des terpolymères d'acrylamide/acrylate de t-butyle/acide 2-acrylamido-2-méthylpropane sulfonique, des terpolymères d’acide 2-acrylamido-2-méthylpropane sulfonique/N-N-diméthylacrylamide/acrylamide, des tétrapolymères d'acrylamide/acrylate de t-butyle/N-vinylpyrrolidone/acide 2-acrylamido-2-méthylpropane sulfonique, des copolymères d'acrylamide/acrylate de t-butyle et leurs mélanges et leurs dérivés. Les spécialistes du domaine reconnaîtront, à partir de cette divulgation, que d'autres polymères hydrosolubles appropriés contenant des groupes carbonyle peuvent aussi être utilisés dans la présente invention.
Dans certains modes de réalisation, le polymère contenant des groupes carbonyle comprend de l'amidon oxydé. Les exemples d'amidons appropriés contiennent, sans s'y limiter, l’amidon de maïs, l'amidon de pomme de terre, le maïs cireux et l’amidon dextrinisé, et leurs mélanges. On peut employer un grand nombre d’oxydants pour oxyder l'amidon. Les exemples d'oxydants appropriés utilisés dans la présente invention comprennent sans s'y limiter l'hypochlorite de sodium, le périodate de sodium, le peroxyde d'hydrogène et l'acide peracétique, et leurs mélanges. Les spécialistes du domaine bénéficiant de cette divulgation apprécieront que les polysaccharides oxydés apparentés, autres que l'amidon oxydé, peuvent être utilisés pour se réticuler avec l’agent de réticulation organique, y compris la cellulose oxydée, l’agarose oxydée, la cellulose oxydée partiellement acétylée et les gommes oxydées et leurs mélanges. D'autres composés qu'on peut employer comprennent l’amidon dialdéhyde (DAS) et la cellulose dialdéhyde, et leurs mélanges. Dans certains modes de réalisation, les polysaccharides oxydés contiennent au moins une cétone, un aldéhyde ou des groupes fonctionnels anhydride lors de l'oxydation. Dans certains modes de réalisation, les polysaccharides oxydés peuvent être utilisés en combinaison avec l'un quelconque des polymères hydrosolubles susmentionnés. Généralement, l'augmentation de la fraction de monomères encombrés ou moins réactifs dans le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle, la température à laquelle la gélation a lieu peut augmenter et/ou le temps de pompage à une température donnée peut augmenter. Un spécialiste du domaine bénéficiant de cette divulgation reconnaîtra un polymère hydrosoluble approprié contenant des groupes carbonyle basés sur, entre autres facteurs, la température de la formation et le temps souhaité de pompage.
Les polymères hydro solubles contenant des groupes carbonyle doivent être présents dans les compositions hydrosolubles réticulables de la présente invention en quantité suffisante pour donner le temps voulu de pompage avant gélation et la réaction voulue de réticulation. Dans certains modes de réalisation, les polymères hydrosolubles contenant des groupes carbonyle peuvent être présents à hauteur de l'intervalle allant d'environ 0,5 % à environ 20 % en poids de la composition. Dans certains modes de réalisation, le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle peut être présent en quantité comprise entre environ 0,6 % et environ 12 % en poids de la composition.
Agents organiques de réticulation
Un composant des fluides de traitement moussés de la divulgation comprend un agent organique de réticulation. Les agents de réticulation organiques appropriés doivent pouvoir subit une réticulation avec les polymères hydrosolubles contenant des groupes carbonyle. Dans les conditions appropriées (par ex., heure, température) l'agent de réticulation organique doit réagir avec le polymère hydrosoluble pour donner un gel réticulé.
Les agents de réticulation organiques appropriés peuvent contenir des groupes amine à même de subir une réaction de réticulation avec les polymères hydrosolubles contenant les groupes carbonyle. Les exemples d'agents de réticulation organiques appropriés contiennent, sans s'y limiter, les polyalkylène-imines (par ex., la polyéthylène-imine), les polyalkylènepolyamines, les amines aliphatiques polyfonctionnelles, les arylalkylamines, les hétéroarylalkylamines et leurs mélanges. Dans certains modes de réalisation, l'agent de réticulation organique contient de la polyéthylène-imine (« PEI »). L'agent de réticulation organique doit faire partie des compositions de polymère réticulables de la présente invention en quantité suffisante pour donner la réaction voulue de réticulation. Dans certains modes de réalisation, l'agent organique de réticulation peut être présent en quantité comprise entre environ 0,05 % et environ 15 % en poids de la composition. Dans certains modes de réalisation, l'agent organique de réticulation peut être présent à hauteur de l’intervalle allant d'environ 0,5 % à environ 5 % en poids de la composition.
Tensioactifs de mousse
Dans un mode de réalisation, la présente divulgation utilise des tensioactifs de mousse pour améliorer la qualité des mousses de stabilisation et pour ajouter une certaine stabilité aux mousses. Dans certains modes de réalisation, les tensioactifs de mousse sont choisis parmi un tensioactif amphotère, un tensioactif cationique, un tensioactif anionique et leurs combinaisons.
Les tensioactifs moussés utiles comprennent des bétaïnes, des sultaïnes et de l'imidazolinium tel que la cocamidopropyl bétaïne, et le lauraminopropionate de sodium, le sulfate de lauryl sodium (SLS) et d'autres sulfates d'éther d'alcools gras comprenant le SLES, des poly(oxyéthylène d'alcools gras) et des esters de polyoxyéthylène sorbitol et des alcanolamides, des sulfosuccinates (par ex. le sulfosuccinate de disodium laureth), des phospholipides, du glycolipide, du sulfoacétate de laurylsodium et leurs combinaisons. Dans certains modes de réalisation, les combinaisons de tensio-actifs, c.-à-d. de co-tensioactifs, coopèrent pour produire un tensioactif de mousse utile.
Dans des exemples de modes de réalisation, le tensioactif de mousse est présent dans le fluide de traitement moussé selon une concentration d'environ 0,005 % à environ 5 % en poids du fluide de base aqueux.
Gaz
Dans certains modes de réalisation, le gaz est choisi dans l'ensemble constitué d'azote, de dioxyde de carbone, d'air, de méthane, d'hélium, d'argon et de toute combinaison de ceux-ci. Dans certains modes de réalisation, la qualité du fluide de fracturation moussé peut être comprise entre une limite inférieure d'environ 5 %, 10 %, 25 %, 40 %, 50 %, 60 % ou 70 % en volume de gaz jusqu’à une limite supérieure d'environ 99 %, 90 %, 80 %, 75 %, 60 % ou 50 % en volume de gaz, la qualité du fluide de fracturation moussé pouvant aller d'une quelconque limite inférieure à une quelconque limite supérieure et englobant tout sous-ensemble entre les limites supérieure et inférieure.
Agents gélifiants
Les fluides de traitement moussés peuvent comprendre un agent gélifiant. Un « gel de base » est un fluide qui contient un agent d'augmentation de la viscosité, tel qu'un guar, mais il exclut par exemple les fluides qu'on a l'habitude d’appeler des « gels réticulés » et des « gels tensioactifs ».
Dans le fluide à base d'eau, on peut utiliser un certain nombre d'agents gélifiant, tels que des polymères hydratables contenant au moins un groupe fonctionnel tel que les groupes hydroxyle, carboxyle, sulfate, sulfonate, amino ou amide. Les agents gélifiants appropriés comprennent typiquement des polymères naturels, des polymères synthétiques ou une combinaison de ceux-ci. On peut utiliser un certain nombre d'agents gélifiant en lien avec les procédés et avec les compositions de la présente invention, y compris mais sans s'y limiter les polymères hydratables qui contiennent au moins un groupe fonctionnel tels qu'hydroxyle, cis-hydroxyle, acides carboxyliques, dérivés d’acides carboxyliques, sulfate, sulfonate, phosphate, phosphonate, amino ou amide. Dans certains exemples de modes de réalisation, les agents gélifiant peuvent être des polymères comprenant des polysaccharides et leurs dérivés qui contiennent au moins un de ces motifs monosaccharide : galactose, mannose, glucose, xylose, arabinose, fructose, acide glucuronique ou sulfate de pyranosyle. Les exemples de polymères appropriés comprennent sans s'y limiter le xanthane, le guar, des dérivés de guar (tels que le guar hydroxypropyle, le guar carboxyméthyle et le guar carboxyméthylhydroxypropyle) et des dérivés de cellulose (tels que la cellulose hydroxyéthyle et la cellulose carboxylméthyle hydroxy éthyle). De plus, on peut utiliser des polymères et des copolymères synthétiques qui contiennent les groupes fonctionnels susmentionnés. Les exemples de ces polymères synthétiques comprennent sans s'y limiter le polyacrylate, le polyméthacrylate, le polyacrylamide, le poly(alcool vinylique) et la polyvinylpyrrolidone.
Le fluide de base aqueux peut comprendre des gels linéaires aqueux, des gels de polysaccharide linéaires aqueux, des gels de guar linéaires aqueux, de l'eau de nappe, de l'eau, de la saumure, une solution de tensioactif viscoélastique et leurs combinaisons.
Autres adjuvants
En plus des matières susmentionnées, il peut être souhaitable, dans certains modes de réalisation, que d’autres composants soient présents dans le fluide de traitement. Ces composants supplémentaires peuvent comprendre, sans limitation, des matières particulaires, des agents de soutènement, des matières fibreuses, des agents de pontage, des agents de pondération, du gravier, des inhibiteurs de corrosion, des catalyseurs, des agents de stabilisation de contrôle de l'argile, des biocides, des bactéricides, des agents réducteurs de frottement, des gaz, des tensioactifs, des agents de solubilisation, des sels, des inhibiteurs de formation de tartre, des agents moussants, des agents anti-moussant, des agents de régulation du fer et similaires.
Procédés d’utilisation
On peut utiliser des modes de réalisation des fluides de traitement dans diverses opérations d’entretien de puits de forage. Le fluide de traitement peut par exemple être un fluide d'espacement, un fluide de forage, un fluide de complétion tel qu'une composition de ciment ou un fluide de repérage. Selon les présents modes de réalisation, le fluide de traitement peut être placé dans un espace annulaire de puits de forage. En général, un opérateur peut faire circuler au moins un fluide supplémentaire (par ex. une composition de ciment) sur place dans l'espace annulaire souterrain après les modes de réalisation des fluides de traitement. Au moins une partie des modes de réalisation des fluides de traitement peut alors être piégée dans l'espace annulaire du puits de forage. Dans certains modes de réalisation, au moins une partie du fluide de traitement peut être piégée à un certain moment après qu'on a mis en circulation une composition de ciment dans une partie voulue dans l’espace annulaire pour répondre aux attentes de l'opérateur.
Un exemple de procédé comprend un procédé d'entretien d'un puits de forage comprenant les étapes suivantes : utilisation d'un fluide de traitement qui contient un polymère moussé et réticulé ; et l'introduction du fluide de traitement dans un espace annulaire du puits de forage. D'autres étapes de procédé peuvent comprendre au moins une des étapes suivantes : l'utilisation du fluide de traitement pour déplacer un fluide de forage à partir de l'espace annulaire du puits de forage ; l'introduction d'une composition de ciment dans l'espace annulaire du puits de forage, le fluide de traitement séparant la composition de ciment du fluide de forage ; le fait de laisser la composition de ciment durcir dans l'espace annulaire du puits de forage ; ou le fait de laisser au moins une partie du fluide de traitement se faire piéger dans l'espace annulaire du puits de forage. Dans certains exemples de modes de réalisation, le fluide de traitement peut être piégé dans l'espace annulaire du puits de forage, par exemple, après placement du fluide de traitement dans l'espace annulaire du puits de forage. Dans d'autres modes de réalisation, le fluide de traitement peut être un fluide de forage qu'on fait circuler dans un espace annulaire de puits de forage lors du forage du puits. Au moins une partie du fluide de traitement peut être laissée dans le trou du puits après achèvement des opérations de forage.
On peut préparer les fluides de traitement de la présente invention selon tout procédé convenant pour une application donnée. Par exemple, certains composants du fluide de traitement de la présente invention peuvent être fournis en poudre préalablement mélangée ou en dispersion de poudre dans un liquide, puis combinés au fluide de base aqueuse à un stade ultérieur. Une fois que ces composants sont combinés, l'agent moussant peut être injecté dans le flux de liquide. Après cette procédure, un gaz, tel que l’azote, peut être injecté pour faire mousser le fluide de traitement. De plus, d'autres adjuvants peuvent être ajoutés avant l'introduction dans le puits de forage. Les spécialistes bénéficiant de cette divulgation pourront déterminer d'autres procédés appropriés pour la préparation des fluides de traitement de la présente invention.
Puits de forage et formation
En gros, une zone correspond à un intervalle de roche le long d'un puits de forage qui est différencié des roches environnantes sur une teneur en hydrocarbure ou sur d'autres éléments tels que des perforations ou une autre communication de fluide avec le puits de forage, les lacunes ou les fractures. Un traitement implique habituellement l'introduction d'un fluide de traitement dans un puits. Dans ce contexte, un fluide de traitement est un fluide utilisé dans un traitement. Sauf si le contexte l'exige autrement, le traitement lexical dans l'appellation « fluide de traitement » n'implique pas nécessairement une action ou un traitement particulier par le fluide. Si le fluide de traitement doit être utilisé dans un volume relativement exigu, par exemple moins d'environ 200 barils (soit environ 31798 litres), on l'appelle parfois dans la technique un bouchon ou une pilule. Dans ce contexte, une zone de traitement correspond à un intervalle de roche le long d'un puits de forage dans lequel on dirige un fluide de traitement pour qu'il s'écoule depuis le puits de forage. Dans ce contexte par ailleurs, dans une zone de traitement signifie dans et à travers la tête de puits et de plus, à travers le puits de forage et dans la zone de traitement.
Dans ce contexte, dans une formation souterraine peut comprendre l’introduction au moins dans et/ou à travers un puits de forage dans la formation souterraine. Selon diverses techniques connues, l’équipement, les outils ou les fluides de puits peuvent être dirigés depuis une tête de puits vers toute partie voulue du puits de forage. De plus, on peut diriger un fluide de puits à partir d'une partie du puits de forage dans la matrice de roche d’une zone.
Dans divers modes de réalisation, on décrit des systèmes conçus pour débiter les fluides de traitement décrits ici au fond d'un puits de forage. Dans divers modes de réalisation, les systèmes peuvent comprendre une pompe couplée fluidiquement à une partie tubulaire, la partie tubulaire contenant les fluides de traitement et tout adjuvant supplémentaire décrit ici.
Les modes de réalisation des fluides de traitement peuvent être placés dans un espace annulaire de puits de forage de toute manière appropriée. L'espace annulaire de puits de forage doit être un espace annulaire entre un train de tuyaux (par ex. un tubage, une tuyauterie, etc.) et une formation souterraine et/ou entre un train de tuyaux et un conduit plus grand dans le puits de forage. Par exemple, les fluides de traitement peuvent être placés dans l'espace annulaire de puits de forage directement depuis la surface. Sinon, les fluides de traitement peuvent être introduits dans un puits de forage par le tubage et amenés à circuler jusqu’à la cible dans un espace annulaire de puits de forage entre le tubage et la formation souterraine ou entre le tubage et une grande conduite. La figure 2 illustre le placement du fluide de traitement dans un puits de forage 12 conformément à des exemples de modes de réalisation. Comme on le voit, le puits de forage 12 peut être foré dans la formation souterraine 14. Tandis que le puits de forage 12 est illustré s'étendant globalement verticalement dans la formation souterraine 14, des exemples de modes de réalisation sont aussi applicables à des puits de forage qui s'étendent selon un certain angle à travers la formation souterraine 14, tels que des puits de forage horizontaux et inclinés. Le puits de forage 12 contient des parois 16. Comme on le voit, un tubage de surface 18 a été introduit dans le puits de forage 12. Le tubage de surface 18 peut être cimenté aux parois 16 du puits de forage 12 par une gaine de ciment 20. Dans le mode de réalisation illustré, au moins un train supplémentaire de tuyaux, apparaissant ici comme le tubage 22, peut se trouver dans le puits de forage 12. Comme illustré, il existe un espace annulaire 24 de puits de forage entre le tubage 22 et les parois 16 du puits de forage 12 et/ou le tubage de surface 18. Des modes de réalisation des fluides de traitement peuvent être préparés selon un certain nombre de procédés, comme il apparaîtra aux spécialistes du domaine. Le fluide de traitement peut alors être pompé en bas du tubage 22, comme le montre la figure 4 par les flèches directionnelles 26. Le fluide de traitement peut s'écouler jusqu'au fond du tubage 22 et autour du tubage 22 dans un espace annulaire 24 de puits de forage.
La pompe peut être une pompe à haute pression dans certains modes de réalisation. Dans ce contexte, le terme « pompe à haute pression » correspondra à une pompe qui est capable de débiter un fluide vers le fond sous une pression voisine de 1 000 psi (soit environ 6895 kPa) voire supérieure. On peut utiliser une pompe à haute pression quand on souhaite introduire le fluide de traitement dans une formation souterraine au niveau d'un gradient de fracture de la formation souterraine ou au-dessus, mais on peut aussi l'utiliser dans des cas où la fracturation n'est pas souhaitée. Dans certains modes de réalisation, la pompe à haute pression peut être à même de transporter fluidiquement de la matière particulaire, telle que des particules d’agent de soutènement, dans la formation souterraine. Les pompes à haute pression appropriées seront connues d'un spécialiste et peuvent comprendre sans s'y limiter des pompes à piston flottant et des pompes à déplacement positif.
Dans d'autres modes de réalisation, la pompe peut être une pompe à basse pression. Dans ce contexte, le terme « pompe à basse pression » correspond à une pompe qui fonctionne sous une pression voisine de 1 000 psi (soit environ 6895 kPa) ou moins. Dans certains modes de réalisation, une pompe à basse pression peut être couplée fluidiquement à une pompe à haute pression qui est couplée fluidiquement à la partie tubulaire. Cela veut dire que dans ces modes de réalisation, la pompe à basse pression peut être conçue pour transporter le fluide de traitement vers une pompe à haute pression. Dans ces modes de réalisation, la pompe à basse pression peut « régler » la pression du fluide de traitement avant qu'il n'atteigne la pompe à haute pression.
Dans certains modes de réalisation, les systèmes décrits ici peuvent comprendre en outre un réservoir de mélange qui se trouve en amont de la pompe et dans lequel le fluide de traitement est formulé. Dans divers modes de réalisation, la pompe (par ex. une pompe à basse pression, une pompe à haute pression ou une combinaison de celles-ci) peut transporter le fluide de traitement du réservoir de mélange ou d'une autre source de fluide de traitement vers la partie tubulaire. Dans d'autres modes de réalisation, le fluide de traitement peut être formulé hors site et transporté jusqu'à un site d’exploitation, auquel cas le fluide de traitement peut être introduit dans la partie tubulaire par la pompe directement à partir de son récipient d'expédition (par ex. un camion, un wagon, une péniche ou similaire) ou à partir d'une conduite de transport. Dans l'un ou l'autre des deux cas, le fluide de traitement peut être aspiré dans la pompe, élevé jusqu’à une pression appropriée puis introduit dans la partie tubulaire pour alimentation au fond du trou.
La figure 3 montre un schéma illustratif d'un système susceptible de produire des fluides de traitement des modes de réalisation décrits ici au fond d'un puits de forage, selon au moins un mode de réalisation. On notera qu’alors que la figure 3 illustre, de façon générale, un système terrestre, il faut reconnaître que des systèmes similaires peuvent être exploités dans des sites sous-marins aussi. Comme le montre la figure 3, le système 1 peut comprendre un réservoir de mélange 10, dans lequel un fluide de traitement des modes de réalisation décrits ici peut être formulé. Le fluide de traitement peut être conduit par la conduite 2 jusqu'à la tête de puits 4, où le fluide de traitement pénètre dans la partie tubulaire 6, la partie tubulaire 6 s'étendant depuis la tête de puits 4 jusqu'à la formation souterraine 8. Après son éjection de la partie tubulaire 6, le fluide de traitement peut pénétrer dans la formation souterraine 8. La pompe 9 peut être conçue pour élever la pression du fluide de traitement jusqu'à un degré voulu avant son introduction dans la partie tubulaire 6. Il faut reconnaître que le système 1 est purement symbolique, et que divers autres composants peuvent être présents qui n'ont pas nécessairement été décrits dans la figure 3, par souci de clarté. Les composants non limitatifs susceptibles d'être présents peuvent comprendre, sans s'y limiter, des tuyères d'alimentation, des soupapes, des condenseurs, des adaptateurs, des joints, des jauges, des capteurs, des compresseurs, des manomètres, des capteurs de pression, des débitmètres, des capteurs de débit, des sondes de température, et similaires.
Bien que non représenté à la figure 3, le fluide de traitement peut, dans certains modes de réalisation, refluer vers la tête de puits 4 et sortir de la formation souterraine 8. Dans certains modes de réalisation, le fluide de traitement qui a reflué jusqu'à la tête de puits 4 peut ensuite être récupéré et remis en circulation vers la formation souterraine 8.
On doit aussi admettre que les fluides de traitement décrits peuvent aussi affecter directement ou indirectement les divers équipements et outils de fond de trou susceptibles de venir en contact avec les fluides de traitement pendant le fonctionnement. Ces équipements et outils peuvent contenir, sans s'y limiter, un tubage de puits de forage, un chemisage de puits de forage, un train de complétion, des trains d'insertion, un train de forage, une tuyauterie enroulée, un câble lisse, une ligne câblée, un tube de forage, des colliers de forage, des moteurs à boue, des moteurs de fond de puits et/ou des pompes, des moteurs et/ou des pompes montés en surface, des centreurs, des turboliseurs, des racleurs, des flotteurs (par ex. des sabots, des colliers, des soupapes, etc.), des outils de dîagraphie et des équipements apparentés de télémétrie, des actionneurs (par ex. des dispositifs électromécaniques, des dispositifs hydromécaniques, etc.), des gaines de coulissement, des gaines de production, des bouchons, des écrans, des filtres, des dispositifs de régulation du débit (par ex. des dispositifs de régulation de l'influx, des dispositifs de régulation de l'influx autonomes, des dispositifs de régulation de l'échappement, etc.), des couplages (par ex. un raccord mouillé électrohydraulique, un raccord sec, un coupleur inductif, etc.), des lignes de contrôle (par ex. électriques, à fibre optique, hydrauliques, etc.), des lignes de surveillance, des trépans et des alésoirs, des capteurs ou des capteurs répartis, des échangeurs de chaleur de fond de puits, des soupapes et des dispositifs correspondants d'actionnement, des joints d’outils, des garnitures d'étanchéité, des bouchons de ciment, des bouchons provisoires et d'autres dispositifs d’isolation de puits de forage, ou composants, et similaires. L’un quelconque de ces composants peut faire partie des systèmes généralement décrits ci-dessus et décrit à la figure 3.
Maintenant qu'on a globalement décrit l'invention, les exemples suivants sont donnés en tant que modes particuliers de réalisation et pour démontrer sa mise en pratique et ses avantages. Les exemples suivants sont donnés à titre d'illustration uniquement et n’ont pas pour but de limiter la divulgation ou les revendications suivantes, de quelque manière que ce soit.
EXEMPLES
Procédure expérimentale :
Les mousses décrites dans le tableau 1 ont été testées pour leur efficacité de la limitation de l'APB par un test comparatif avec de l'eau et avec sa contrepartie liquide non moussée. Chacune des matières est versée dans une UCA et mise sous pression avant chauffage à 282 °F (soit environ 139 °C). On prépare la suspension de base non moussée avant moussage, et on la fait mousser selon la procédure de ΓΑΡΙ RP 10B-4 (juillet 2004), Section 7.
Tableau 1
Densité finale de mousse = 6,60 livres/gal (soit environ 0,79 kg/L)
Qualité de mousse = 24,04 % en gaz
La matière conforme HZ-30 ™ est un polyacrylamide à masse molaire élevée utilisé dans l'amélioration de la production. L’agent de suspension SA-1015 ™ est un adjuvant servant à empêcher les matières solides de se déposer et à réguler le fluide libre présent dans les suspensions de ciment. L'agent de réticulation HZ-20 ™ permet une réticulation organique. L'agent moussant 1026 ™ agent moussant/stabilisant est un mélange d'un stabilisant de mousse
et d'un agent moussant primaire. Tous sont disponibles auprès de Halliburton Energy Services, Inc., Houston, Texas.
Comme on le voit à la figure 4, après placement dans un UCA et chauffage, l'eau commence vite à accumuler de la pression, en atteignant la limite supérieure de fonctionnement de 11JCA et en nécessitant le relâchement de pression. Deux cycles de chauffage sont démontrés.
Puis on mélange une variante non moussée du fluide de traitement et on la chauffe dans l'UCA jusqu'à 282 °F (soit environ 139 °C). Comme le montre la figure 5, alors qu'il faut plus de temps pour que le fluide non moussé n'atteigne la limite supérieure de pression de l'UCA qu'on utilise, l'accumulation continue de pression une fois que la température est atteinte nécessite le relâchement de pression à partir de la cellule. On effectue ce test sur la variante liquide du mélange de fluide de traitement non moussé. On teste cette matière une deuxième fois, après qu'elle a eu le temps de durcir. Sous sa forme gélifiée, la matière se comporte de manière similaire, quoique pas exactement, comme sa contrepartie liquide. Si l'on examine attentivement le graphique de la figure 6, on peut voir que la pente des courbes de pression augmente un peu. Ici aussi, quand on atteint la température, la cellule d'UCA est aérée pour empêcher l'accumulation supplémentaire de pression
La variante moussée du fluide de traitement moussé donne un comportement autre que l'eau et la variante liquide du fluide de traitement (cf. figure 7). Une fois moussé et chauffé dans la cellule UCA, le mélange liquide n'atteint pas tout à fait la limite supérieure de pression de 1UCA. Cela peut indiquer un niveau de limitation de pression lors de la phase de chauffage du test. Ici aussi, quand on atteint la température, la matière semble limiter une partie de la pression qui la surmonte. Pendant le deuxième cycle toutefois, on atteint une pression légèrement supérieure à précédemment. Cela peut indiquer une compression de la mousse dans la cellule UCA.
Une fois que le mélange de mousse liquide a pu durcir, on lance les cycles de chauffage une deuxième fois (cf. figure 8). Ici aussi, quand on atteint la température, la mousse est à même de s'adapter à la pression portée sur elle. Alors qu'il n'existe pas de diminution aussi importante que celle de la contrepartie moussée liquide, la mousse solide permet encore d'empêcher l’accumulation de pression, sous l’effet de la température, de culminer rapidement comme dans le cas de l'eau et de la variante du fluide de traitement liquide.
Un spécialiste peut conclure d'après le dérivé formé que la pression totale accumulée lorsqu'on chauffe à 282 °F (soit environ 139 °C) est atténuée et compensée pour la matière moussée.
Après le test, la cellule UCA est ouverte et l'on enlève la matière moussée. Comme on le voit sur la figure 9A, la mousse semble intacte. Quand elle est complètement enlevée de la cellule, la mousse représentée à la figure 9B, bien que décolorée par chauffage, a encore une forme satisfaisante.
Les modes de réalisation décrits ici comprennent : A : Un procédé de limitation d'une accumulation de pression annulaire, comprenant la fourniture ou l'utilisation d'un fluide de traitement moussé, comprenant : un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l’introduction du fluide de traitement moussé dans un espace annulaire de puits de forage. B : Un procédé de limitation d'une accumulation de pression annulaire comprenant le fait de combiner un fluide de base aqueux avec un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l'introduction du fluide de traitement moussé ainsi combiné dans un espace annulaire de puits de forage. C : Un fluide de traitement moussé convenant à la limitation d’une accumulation de pression annulaire, comprenant : un fluide de base aqueux ; un polymère hydro soluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former un fluide de traitement moussé.
Chacun des modes de réalisation A, B et C peut avoir un ou plusieurs des éléments supplémentaires suivants, selon une combinaison quelconque : Elément 1 : le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle comprend au moins l'un des composés suivants : un polymère à base d'acrylamide, un polysaccharide oxydé et leurs combinaisons. Élément 2 : l'agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle est choisi dans l'ensemble constitué de : une polyalkylène-imine ; une polyalkylènepolyamine, une amine aliphatique polyfonctionnelle, une arylalkylamine, une hétéroarylalkylamine et des combinaisons de celles-ci. Élément 3 : le fluide de traitement moussé ne contient aucun agent de réticulation ionique. Élément 4 ; le fluide de traitement moussé comprend en outre un agent gélifiant. Élément 5 : l’agent gélifiant est un biopolymère. Élément 6 : le tensioactif de mousse contient au moins l’un d’un tensioactif amphotère, d’un tensioactif cationique, d’un tensioactif anionique et de leurs combinaisons. Élément 7 : le tensioactif de mousse contient au moins un composé du groupe constitué de bétaïnes, de sultaïnes et d’imidazolinium, de laurylsulfate de sodium (SLS), de poly(oxyéthylène) d'alcools gras, de esters de polyoxyéthylène sorbitol , d'alcanolamides, de sulfosuccinates, de phospholipides, de glycolipide, de sulfoacétate de laurylsodium, de sulfates d'alcool éther et de leurs combinaisons. Elément S : le tensioactif de mousse est présent dans le fluide de traitement moussé selon une concentration d'environ 0,005 % à environ 5 % en poids du fluide de base aqueux. Elément 9 : la qualité de la mousse est comprise entre 5 % du volume en gaz à environ 99% du volume en gaz. Élément 10 : le gaz est choisi dans l'ensemble constitué d'azote, de dioxyde de carbone, d'air, de méthane, d'hélium, d'argon et de toute combinaison de ceux-ci. Élément 11 : le fait de comprendre en outre l'utilisation du fluide de traitement pour déplacer un fluide de forage à partir de l'espace annulaire du puits de forage ; et l'introduction d'une composition de ciment dans l'espace annulaire du puits de forage, le fluide de traitement séparant la composition de ciment du fluide de forage. Élément 12 : le fait de comprendre en outre l’utilisation d’un mélangeur servant à combiner les composants et d’une pompe servant à introduire le fluide de traitement moussé dans l'espace annulaire du puits de forage.
Bien que les modes préférés de réalisation particuliers de la présente invention aient été illustrés et décrits, l'homme du métier pourra leur apporter des modifications sans s’éloigner des enseignements de l'invention. Les modes de réalisation décrits ici n'ont que valeur d'exemple, et ne visent pas à être limitatifs. Des variantes et des modifications de l'invention décrite ici sont possibles et font partie de l'invention. L'utilisation du terme « éventuellement » à l'égard de tout élément d'une revendication vise à signifier que l'élément en question est requis, ou sinon, non requis. Lorsque deux alternatives sont mentionnées dans une revendication, ces deux alternatives doivent être comprises comme faisant partie de la portée de la revendication.
De nombreuses autres modifications, équivalents et variantes seront apparents aux spécialistes du domaine une fois que la divulgation susmentionnée aura été totalement comprise. On vise à ce que les revendications suivantes soient interprétées pour englober toutes ces modifications, équivalents ou variantes lorsque cela est applicable.
Claims (4)
- REVENDICATIONS1. Procédé de limitation d’une accumulation de pression annulaire, caractérisé en ce que ledit procédé comprend : la fourniture ou Tutilisation d'un fluide de traitement moussé, qui comprend : un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l'introduction du fluide de traitement moussé dans un espace annulaire (24) d'un puits de forage (12).
- 2. Procédé de limitation d'une accumulation de pression annulaire, caractérisé en ce que ledit procédé comprend : la préparation d’un fluide de traitement moussé, en combinant un fluide de base aqueux avec : un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former une mousse ; et l'introduction du fluide de traitement moussé dans un espace annulaire (24) d'un puits de forage (12).
- 3. Procédé selon la revendication 2, comprenant en outre l’utilisation d’un mélangeur servant à combiner les composants et d’une pompe servant à introduire le fluide de traitement moussé dans l'espace annulaire (24) du puits de forage (12). 4. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle comprend au moins l'un des composés suivants : un polymère à base d'acrylamide, un polysaccharide oxydé et leurs combinaisons. 5. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel l'agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydro soluble contenant des groupes carbonyle est choisi dans l'ensemble constitué de : une polyalkylène-imine ; une polyalkyiènepolyamine, une amine aliphatique polyfonctionnelle, une arylalkylamine, une hétéroarylalky lamine et des combinaisons de celles-ci.
- 6. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel le fluide de traitement moussé ne contient aucun agent de réticulation ionique. 7. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 6, dans lequel le fluide de traitement moussé comprend en outre un agent gélifiant. 8. Procédé selon la revendication 7, dans lequel l'agent gélifiant est un biopolymère. 9. Procédé selon Pune quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel le tensioactif de mousse contient au moins l’un d’un tensioactif amphotère, d’un tensioactif cationique, d’un tensioactif anionique et de leurs combinaisons. 10. Procédé selon la revendication 9, dans lequel le tensioactif de mousse contient au moins un composé du groupe constitué de bétaïnes, de sultaïnes et d'imidazolinium, de laurylsulfate de sodium (SLS), de poly(oxyéthylène d'alcools gras), de esters de polyoxyéthylène sorbitol, d’alcanolamides, de sulfosuccinates, de phospholipides, de glycolipide, de sulfoacétate de laurylsodium, de sulfates d'alcool éther et de leurs combinaisons. 11. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 10, dans lequel le tensioactif de mousse est présent dans le fluide de traitement moussé selon une concentration d'environ 0,005 % à environ 5 % en poids du fluide de base aqueux. 12. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 11, dans lequel la qualité de la mousse est comprise entre 5 % du volume en gaz à environ 99 % du volume en gaz. 13. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 12, dans lequel le gaz est choisi dans l'ensemble constitué d'azote, de dioxyde de carbone, d'air, de méthane, d'hélium, d'argon et de toute combinaison de ceux-ci. 14. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 13, comprenant en outre l'utilisation du fluide de traitement pour déplacer un fluide de forage à partir de l’espace annulaire (24) du puits de forage ( 12) ; et l'introduction d'une composition de ciment dans l'espace annulaire (24) du puits de forage (12), le fluide de traitement séparant la composition de ciment du fluide de forage. 15. Fluide de traitement moussé convenant à la limitation d’une accumulation de pression annulaire, caractérisé en ce que le fluide de traitement moussé comprend : un fluide de base aqueux ; un polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un agent de réticulation organique qui contient un groupe amine à même de réticuler le polymère hydrosoluble contenant des groupes carbonyle ; un tensioactif de mousse ; et suffisamment de gaz pour former le fluide de traitement moussé.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
USWOUS2015047738 | 2015-08-31 | ||
PCT/US2015/047738 WO2017039616A1 (fr) | 2015-08-31 | 2015-08-31 | Utilisation de système de polymère réticulé pour l'atténuation de l'accumulation de pression annulaire |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
FR3040391A1 FR3040391A1 (fr) | 2017-03-03 |
FR3040391B1 true FR3040391B1 (fr) | 2019-09-13 |
Family
ID=58018417
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
FR1657264A Expired - Fee Related FR3040391B1 (fr) | 2015-08-31 | 2016-07-28 | Utilisation d'un systeme de polymere reticule pour la limitation d'une augmentation de pression annulaire |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10899956B2 (fr) |
AU (1) | AU2015408176A1 (fr) |
CA (1) | CA2993274A1 (fr) |
FR (1) | FR3040391B1 (fr) |
GB (1) | GB2557041B (fr) |
MX (1) | MX2018000850A (fr) |
NO (1) | NO20180119A1 (fr) |
WO (1) | WO2017039616A1 (fr) |
Families Citing this family (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2993274A1 (fr) * | 2015-08-31 | 2017-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Utilisation de systeme de polymere reticule pour l'attenuation de l'accumulation de pression annulaire |
WO2019194846A1 (fr) * | 2018-04-05 | 2019-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Atténuation de l'accumulation de pression annulaire par des oxydes métalliques nanoporeux |
US11401459B2 (en) | 2018-11-12 | 2022-08-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid mixture containing compressible particles |
WO2020102264A1 (fr) * | 2018-11-12 | 2020-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Procédé de conception de particules compressibles ayant une flottabilité dans un volume confiné |
US11359129B2 (en) | 2018-11-12 | 2022-06-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of placing a fluid mixture containing compressible particles into a wellbore |
US11332652B2 (en) | 2018-11-12 | 2022-05-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Buoyant particles designed for compressibility |
CN110003875B (zh) * | 2019-03-19 | 2021-01-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种缓慢释放型携液携砂泡排剂及其制备方法 |
US11814932B2 (en) * | 2020-04-07 | 2023-11-14 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method of attenuating annular pressure buildup using compressible particles |
CN113818859B (zh) * | 2020-06-19 | 2024-05-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低渗透油藏的极限井距确定方法、判定方法与装置 |
US12060773B2 (en) * | 2022-09-26 | 2024-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Controlling a wellbore pressure |
KR102524630B1 (ko) * | 2023-01-31 | 2023-04-21 | 주식회사 세기엔지니어링 | 워터 해머를 이용한 고압 분사 기반의 지향식 압입 공법 |
KR102524624B1 (ko) * | 2023-01-31 | 2023-04-21 | 주식회사 세기엔지니어링 | 천공 부산물의 처리 기능을 강화한 지향식 압입 공법 |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7143827B2 (en) * | 2003-03-21 | 2006-12-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well completion spacer fluids containing fibers and methods |
US20060030493A1 (en) * | 2004-08-03 | 2006-02-09 | Segura Michael J | Crosslinked treatment fluid compositions and methods |
US7268100B2 (en) * | 2004-11-29 | 2007-09-11 | Clearwater International, Llc | Shale inhibition additive for oil/gas down hole fluids and methods for making and using same |
US7264053B2 (en) * | 2005-03-24 | 2007-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using wellbore servicing fluids comprising resilient material |
US8100179B2 (en) | 2008-02-19 | 2012-01-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Production and delivery of a fluid mixture to an annular volume of a wellbore |
BRPI0919646A2 (pt) * | 2008-10-31 | 2015-12-08 | Bp Corp Norh America Inc | partículas ocas elásticas para atenuação de formação de pressão anular |
US8066074B2 (en) | 2008-11-18 | 2011-11-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for mitigating annular pressure buildup in an oil or gas well |
US8205070B2 (en) * | 2009-09-08 | 2012-06-19 | Apple Inc. | Device bootup from a NAND-type non-volatile memory |
US8360151B2 (en) | 2009-11-20 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for mitigation of annular pressure buildup in subterranean wells |
US9631132B2 (en) * | 2013-07-11 | 2017-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mitigating annular pressure buildup using temperature-activated polymeric particulates |
CA2993274A1 (fr) * | 2015-08-31 | 2017-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Utilisation de systeme de polymere reticule pour l'attenuation de l'accumulation de pression annulaire |
-
2015
- 2015-08-31 CA CA2993274A patent/CA2993274A1/fr not_active Abandoned
- 2015-08-31 AU AU2015408176A patent/AU2015408176A1/en not_active Abandoned
- 2015-08-31 MX MX2018000850A patent/MX2018000850A/es unknown
- 2015-08-31 US US15/754,253 patent/US10899956B2/en active Active
- 2015-08-31 WO PCT/US2015/047738 patent/WO2017039616A1/fr active Application Filing
- 2015-08-31 GB GB1800258.4A patent/GB2557041B/en active Active
-
2016
- 2016-07-28 FR FR1657264A patent/FR3040391B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2018
- 2018-01-25 NO NO20180119A patent/NO20180119A1/en not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US10899956B2 (en) | 2021-01-26 |
GB2557041A (en) | 2018-06-13 |
CA2993274A1 (fr) | 2017-03-09 |
GB201800258D0 (en) | 2018-02-21 |
AU2015408176A1 (en) | 2018-02-01 |
US20180291251A1 (en) | 2018-10-11 |
GB2557041A8 (en) | 2018-06-27 |
FR3040391A1 (fr) | 2017-03-03 |
WO2017039616A1 (fr) | 2017-03-09 |
MX2018000850A (es) | 2018-05-04 |
NO20180119A1 (en) | 2018-01-25 |
GB2557041B (en) | 2022-02-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
FR3040391B1 (fr) | Utilisation d'un systeme de polymere reticule pour la limitation d'une augmentation de pression annulaire | |
US7891425B2 (en) | Methods of limiting or preventing fluid flow through a portion of a subterranean formation | |
RU2697595C2 (ru) | Способ герметизации трубопроводов с помощью гелевой пробки | |
US20180037799A1 (en) | Sealant compositions for use in subterranean formation operations | |
EA011139B1 (ru) | Выполняемое на месте отверждение флюидов на основе обращенных эмульсий с целью образования газонепроницаемого затрубного барьера | |
US11613690B2 (en) | Polymer networks as lost-circulation material | |
NO20120459A1 (no) | Bronnbehandlingsfluid-blandinger og bruk av slike | |
US20160280983A1 (en) | Fluid diversion system for well treatment operations | |
FR2986797A1 (fr) | Nouvel agent inhibiteur de gonflement des argiles, compositions comprenant ledit agent et procedes mettant en oeuvre ledit agent. | |
NO20162028A1 (en) | Water blockage agents using hydrolyzed canola protein hydrogels | |
US10005954B2 (en) | Plant extracted oil based polyepoxy resin composition for improved performance of natural sand placed in fracture | |
US10155901B2 (en) | Cationic polymers for foam fracturing applications | |
US20180305600A1 (en) | Exothermic reactants for use in subterranean formation treatment fluids | |
US20180208829A1 (en) | Novel Thiol-ene based resin system for sand consolidation and methods using thereof | |
FR3038647A1 (fr) | Reduction d'accumulation de pression annulaire en utilisant des fluides de traitement comprenant du ciment d'aluminate de calcium | |
RU2314331C1 (ru) | Жидкость для глушения скважин без твердой фазы | |
US10294406B2 (en) | Sealant composition for use in subterranean formations | |
US11066596B2 (en) | Buffered friction reducer for subterranean operations | |
US11981863B2 (en) | Method and composition to enhance the performance of encapsulated breakers | |
US11299943B2 (en) | Hybrid stationary loss circulation cake activated in-situ | |
WO2017196304A1 (fr) | Système autoviscosifiant se fluidifiant par cisaillement pour des applications de fracturation hydraulique |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 2 |
|
PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 3 |
|
PLSC | Publication of the preliminary search report |
Effective date: 20181130 |
|
PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 4 |
|
ST | Notification of lapse |
Effective date: 20210305 |