NO20140022A1 - Avbryterfluider til brønnhullsfluider og bruksmetoder - Google Patents
Avbryterfluider til brønnhullsfluider og bruksmetoder Download PDFInfo
- Publication number
- NO20140022A1 NO20140022A1 NO20140022A NO20140022A NO20140022A1 NO 20140022 A1 NO20140022 A1 NO 20140022A1 NO 20140022 A NO20140022 A NO 20140022A NO 20140022 A NO20140022 A NO 20140022A NO 20140022 A1 NO20140022 A1 NO 20140022A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid loss
- composition
- wellbore
- fluid
- agent
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 44
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 35
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 25
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 22
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims description 20
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 16
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 15
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 15
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N formic acid Substances OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000003495 polar organic solvent Substances 0.000 claims description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 9
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 8
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 7
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 claims description 7
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 claims description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 6
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 6
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 5
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 5
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 5
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 5
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 5
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 5
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims description 4
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 3
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 3
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 claims description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 3
- 125000003827 glycol group Chemical group 0.000 claims description 2
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 6
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 claims 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims 2
- 239000006187 pill Substances 0.000 description 77
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 41
- 238000013461 design Methods 0.000 description 39
- -1 formate ester Chemical class 0.000 description 39
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 14
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 description 10
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 9
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 9
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 8
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical group [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 150000001733 carboxylic acid esters Chemical class 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 4
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 3
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 3
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 3
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 3
- XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N (+)-α-limonene Chemical compound CC(=C)[C@@H]1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N 0.000 description 2
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 2
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YZCKVEUIGOORGS-UHFFFAOYSA-N Hydrogen atom Chemical class [H] YZCKVEUIGOORGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical compound CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 2
- BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N Methyl acrylate Chemical compound COC(=O)C=C BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 150000002168 ethanoic acid esters Chemical class 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 2
- PBZROIMXDZTJDF-UHFFFAOYSA-N hepta-1,6-dien-4-one Chemical compound C=CCC(=O)CC=C PBZROIMXDZTJDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 2
- 229930014626 natural product Natural products 0.000 description 2
- UCUUFSAXZMGPGH-UHFFFAOYSA-N penta-1,4-dien-3-one Chemical compound C=CC(=O)C=C UCUUFSAXZMGPGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- QAGFPFWZCJWYRP-UHFFFAOYSA-N 1,1-bis(hydroxymethyl)urea Chemical group NC(=O)N(CO)CO QAGFPFWZCJWYRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000000185 1,3-diols Chemical class 0.000 description 1
- 150000000190 1,4-diols Chemical class 0.000 description 1
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PRBXPAHXMGDVNQ-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-hydroxyethoxy)ethoxy]acetic acid Chemical compound OCCOCCOCC(O)=O PRBXPAHXMGDVNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical class CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical compound OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical class [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002148 Gellan gum Polymers 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 229920001612 Hydroxyethyl starch Polymers 0.000 description 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical class [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002319 Poly(methyl acrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002310 Welan gum Polymers 0.000 description 1
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 125000001309 chloro group Chemical group Cl* 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- AZSFNUJOCKMOGB-UHFFFAOYSA-K cyclotriphosphate(3-) Chemical compound [O-]P1(=O)OP([O-])(=O)OP([O-])(=O)O1 AZSFNUJOCKMOGB-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000005442 diisocyanate group Chemical group 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- AFOSIXZFDONLBT-UHFFFAOYSA-N divinyl sulfone Chemical compound C=CS(=O)(=O)C=C AFOSIXZFDONLBT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- UYMKPFRHYYNDTL-UHFFFAOYSA-N ethenamine Chemical compound NC=C UYMKPFRHYYNDTL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M ethenesulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019439 ethyl acetate Nutrition 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000013538 functional additive Substances 0.000 description 1
- 125000000457 gamma-lactone group Chemical group 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 235000010492 gellan gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000216 gellan gum Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000001341 hydroxy propyl starch Substances 0.000 description 1
- 229940050526 hydroxyethylstarch Drugs 0.000 description 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 235000013828 hydroxypropyl starch Nutrition 0.000 description 1
- YAMHXTCMCPHKLN-UHFFFAOYSA-N imidazolidin-2-one Chemical compound O=C1NCCN1 YAMHXTCMCPHKLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 150000002596 lactones Chemical class 0.000 description 1
- 229940094522 laponite Drugs 0.000 description 1
- 235000012204 lemonade/lime carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B lithium magnesium sodium silicate Chemical compound [Li+].[Li+].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Na+].[Na+].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3 XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B 0.000 description 1
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 229920000609 methyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001923 methylcellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010981 methylcellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- XTNMKCFFSXJRQE-UHFFFAOYSA-N n-ethenylethenamine Chemical compound C=CNC=C XTNMKCFFSXJRQE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DYUWTXWIYMHBQS-UHFFFAOYSA-N n-prop-2-enylprop-2-en-1-amine Chemical compound C=CCNCC=C DYUWTXWIYMHBQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 description 1
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 1
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 235000020777 polyunsaturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 1
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 150000004671 saturated fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000003441 saturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 1
- 239000012209 synthetic fiber Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920002258 tannic acid Polymers 0.000 description 1
- 235000015523 tannic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 150000004072 triols Chemical class 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
Description
AVBRYTERFLU1DER TIL BRØNNHULLSFLUIDER OG
BRUKSMETODER
[0001] Utformingene relaterer seg generelt til brønnhullsfluider. Mer spesifikt relaterer utformingene seg til fluidtapspiller og kjemiske avbrytere av disse.
[0002] Under boring av et brønnhull brukes vanligvis forskjellige fluider i brønnhullet med en rekke forskjellige funksjoner. Fluidene kan sirkulere gjennom borerøret og borkronene inn i brønnhullet, og kan eventuelt deretter strømme oppover gjennom brønnhullet til overflaten. Under denne sirkulasjonen, kan borefluidet fungere slik at den fjerner borestøv fra bunnen av hullet til overflaten, for å suspendere borestøv og vektmateriale når sirkulasjonen avbrytes, for å regulere trykkene under overflaten, for å opprettholde brønnhullets integritet til brønndelen forblendes og sementeres, for å isolere væskene fra formasjonen ved å tilføre tilstrekkelig hydrostatisk trykk for å hindre inntrengning av formasjonsfluider inn i brønnhullet, for å kjøle ned og smøre strengen og borkronen og/eller for å maksimere inntrengningshastigheten.
[0003] Én av måtene å beskytte formasjonen på er å danne en filterkake på overflaten til undergrunnsformasjonen. Filterkaker dannes når partikler som er suspendert i et brønnhullsfluid, dekker og plugger porer i undergrunnsformasjonen slik at filterkaken hindrer eller reduserer både fluidtap inn i formasjonen og innstrømning av fluider som finnes i formasjonen. En rekke måter å danne filterkaker er kjent inn faget, inkludert bruken av bropartikler, borestøv som dannes av boreprosessen, polymertilsetninger og bunnfall. Fluidtapspiller kan også brukes når en viskøs pille er omfattende av en polymer som brukes til å redusere tapshastigheten til et brønnhullsfluid i formasjonen via dens viskositet.
[0004] Når boringen er ferdig, kan filterkaken og eller fhiidtapspillen stabilisere brønnhullet med påfølgende kompletteringsoperasjoner som f.eks. ved plassering av en gruspakking i brønnhullet. I tillegg, under kompletteringsoperasjoner, når fluidtap suspenderes, for å redusere eller hindre slik fluidtap, kan en fluidtapspille med polymerer plasseres inn i brønnhullet ved å injisere andre kompletteringsfluider bak fhiidtapspillen på et sted inni brønnhullet som er ett over en formasjonsposisjon der det er mistanke om fluidtap. Da stoppes injisering av fluider inn i brønnhullet, og fluidtapet flytter pillen mot fluidtapsstedet.
[0005] Etter at kompletteringsoperasjonene er utført, kan det være nødvendig å fjerne filterkaken (som ble dannet under boring og/eller komplettering) som er igjen på sideveggene på brønnhullet. Selv om filterkakedannelse og bruken av fluidtapspiller er nødvendig ved boring og kompletteringsoperasjonene, kan barrierene være et vesentlig hinder til hydrokarbonproduksjonen eller andre fluider fra brønnen hvis f.eks. barrierene som ble dannet av fhiidtapspillen, ikke er godt tidsbestemt eller godt plassert. Fordi filterkaken er kompakt, fester den seg ofte sterkt til formasjonen og er eventuelt lett å spyle eller å spyle helt ut av formasjonen kun ved å bruke fluid.
[0006] Problemene med effektiv opprensing av brønnen, stimulering og komplettering er vesentlige problemer i alle brønner og spesielt i åpne, horisontale brønnkompletteringer. Brønnens produktivitet er i noen grad avhengig av effektiv og virkningsfull plassering av fluidtapspillene og bestemmelse av tiden når fluidtapspillene skal virke for å minimere muligheten for blokkering, plugging eller andre skader på de naturlige strømningskanalene i formasjonen samt de i kompletteringsmontasjen.
[0007] Derfor finnes det et behov for fluidtapspiller og avbrytere av disse med forbedret effektivitet for å redusere skade på formasjonen samtidig som det er mulig med lett plassering i brønnhullet og kontroll av fluidenes viskositet i fluidtapspillen.
[0008] I ett aspekt relaterer utformingene som offentliggjøres i dette dokumentet, til en sammensetning som brukes til å regulere fluidtapet, der sammensetningen omfatter et basert fluid, et fortykningsmiddel, et vannløselig polarorganisk løsemiddel, en forsinket syrekilde og et vektmiddel. I tillegg kan sammensetningen omfatte minst én valgt fra faste brostoffer, rengjøringsmidler, dispergeringsmiddel, middel som reduserer grenseflatespenningen, pH-buffer, fortynningsmiddel eller surfaktant.
[0009] I et annet aspekt, relater utformingene som offentliggjøres i dette dokumentet, seg til en metode for å produsere et hydrokarbon fra en formasjon der metoden omfatter boring i formasjonen med et fluid som bores inn, for å danne et brønnhull og anbringe en ftuidtapssammensetning i brønnhullet, og stenging av brønnen i en forhåndsbestemt periode for at viskositeten til fluidtapssammensetningen skal kunne reduseres. Fluidtapssammensetningen kan omfatte et vannholdig fluid, et fortykningsmiddel, et vannløselig polarorganisk løsemiddel, en forsinket syrekilde og et vektmiddel.
[0010] Andre aspekter og fordeler med utformingene vil være opplagt i følgende beskrivelse og vedlagte krav.
[0011] I noen aspekter henvender utformingene som offentliggjøres i dette dokumentet, generelt til fluidtapspiller og avbrytere av disse som er nyttig ved boring, komplettering og bytting av naturlig løft til kunstig løft i undergrunnsbrønner, helst olje- og gassbrenner. I bestemte aspekter kan avbryteren til fluidtapspillene være en intern avbryterkomponent slik at selve pillen kan bistå i sin egen destruksjon og fjerning etter den ønskede fluidtaphindringen/-minimaliseringen.
[0012] I noen utforminger kan fluidtapspillene som offentliggjøres i dette dokumentet, en karboksylsyreester eller andre forsinkede syrekilder som den interne avbryterkomponenten, et vannløselig polarorganisk løsemiddel, et fortykningsmiddel og et valgfritt vektmiddel, som f.eks. saltoppløsning med høy tetthet og/eller faste brostoffer. I bestemte utforminger kan karboksylsyreesteren som inkluderes i fluidtapspiller og som er plassert i dem, være en formatester. I enda andre utforminger kan formatesteren være en maursyre eller eddikester til en C2- til C30-alkohol.
[0013] Bestemte utforminger som offentliggjøres i det dette dokumentet, involverer metoder for å komplettere brønnhull. Metodene involverer bruken av fluidtapspiller-fluider og avbrytere av disse som beskrives i dette dokumentet, for å minimere og/eller hindre fluidtap til en formasjon under en kompletteringsoperasjon og deretter redusere viskositeten til fluidtapspillen over tid. I noen utforminger kan pillens viskositet regulere tidspunktet når avbrytningskomponenten utløses eller aktiveres, som da avbryter eller forstyrrer pillen for effektiv opprensing. Mer spesifikt kan karboksylsyreesteren som finnes inni pillen, fungere med tidsforsinkelse for å hydrolysere og utløse en organisk syre og dermed redusere viskositeten til fluidtapspillen.
[0014] Som nevnt ovenfor kan fluidtapspillene inkludere et basefluid, en karboksylsyreester eller andre forsinkede syrekilder, et vannløselig polarorganisk løsemiddel og et valgfritt vektmiddel, som f.eks. saltoppløsning med høy tetthet og/eller faste brostoffer. Det vannholdige fluidet som brukes i vannbaserte fluider, kan velges fra en gruppe som inkluderer sjøvann, saltoppløsninger som inneholder organiske og/eller uorganiske oppløste salter, væsker som inneholder vannblandbare organiske sammensetninger og en kombinasjon av disse.
[0015] Som nevnt ovenfor, kan fluidtapspiller som brukes i forskjellige brønnhullsoperasjoner, avbrytes av en organisk syre som utløses fra en forsinket syrekilde som f.eks. en hydrolyserbar ester som kan hydrolysere in situ. Illustrerende eksempler på slike forsinkede syrekilder inkluderer hydrolyserbare anhydrider og karboksylsyrer, hydrolyserbare estere av karboksylsyrer, hydrolyserbare estere av fosfonsyre, hydrolyserbare estere av sulfonsyre og andre lignende hydrolyserbare sammensetninger som skal være godt kjent hos personer med ferdigheter i faget.
[0016] Egnede estere kan inkludere karboksylsyreestere slik at tiden for å oppnå hydrolyse er forhåndsbestemt på de kjente forholdene som temperatur og pH nede i brønnhullet. I en bestemt utforming kan den forsinkede pH-komponenten inkludere maur- eller eddiksyreester til en C2-C30-alkohol som kan være mono- eller polyhydrisk. Andre estere som eventuelt brukes til å aktivere en oksidativ avbryter i den aktuelle offentliggjøringen, inkluderer de som utløser Cl-C6-karboksylsyrer inkludert hydroksykarboksylsyrer som dannes ved hydrolyse av laktoner som y-lakton og S-lakton). I en annen utforming kan en hydrolyserbar ester til en Cl- til C6-karboksylsyre og/eller en C2- til C30-polyalkohol brukes inkludert alkylortoestere.
[0017] Det er godt kjent innen faget at temperaturen samt tilstedeværelsen av en hydroksidionsyre har en vesentlig innvirkning på hydrolyseraten til estere. Ved en bestemt syre, som f.eks. maursyre, kan en person med ferdigheter i faget utføre enkle studier for å bestemme tiden for å hydrolysere ved en bestemt temperatur. Det er også kjent at i det lengden på alkoholdelen av esteren øker, reduseres hydrolyseraten. Dermed, ved å systematisk variere lengden og forgreningen av alkoholdelen av esteren, kan utløsningsraten til maursyren reguleres og dermed kan tidsinnstillingene til avbrytning av en fluidtapspille forhåndsbestemmes. I bestemte utforminger, er karboksylsyren en maursyre eller en eddiksyreester av en C2 til C30-alkohol, som nevnt ovenfor. I andre utforminger inkluderer den forsinkede syrekilden mengder som er større enn 1 volumprosent av fluidtapspillen eller området fra omtrent 1 til 50 volumprosent. En person med vanlige ferdigheter i faget vil imidlertid sette pris på at den foretrukne mengde kan f.eks. variere når det gjelder hydrolyseraten til den bestemte syrekilden som brukes. Ett eksempel på en egnet organisk syre ved forstadium, fås hos M-I L.L.C. (Houston, Texas, USA) under navnet D-STRUCTOR™.
[0018] Det vannløselige polarorganiske løsemidlet som brukes i fluidtapspillen, bør i det minste være delvis oppløselig i både et oljeholdig fluid og et vannholdig fluid. Den polarorganiske løsemiddelkomponenten kan være en monohydrogen-, dihydrogen- eller polyhydrogenalkohol eller en monohydrogen, dihydrogen eller polyhydrogenalkohol med polyfunksjonelle grupper. Eksempler på slike sammensetninger inkluderer alifatdioler (dvs. glykoler, 1,3-dioler, 1,4-dioler, osv.), alifatpoly-oler (dvs. tri-oler, tetra-oler, osv.), polyglykoler (dvs. polyetylenpropylenglykoler, polypropylenglykol, polyetylenglykol, osv.), glykoletere (dvs. dietylenglykoleter, trietylenglykoleter, polyetylenglykoleter, osv.) og andre slike lignende sammensetninger som kan være nyttige ved bruk i utformingene i den aktuelle offentliggjøringen. I noen utforminger er det vannløselige organiske løsemidlet en glykol eller glykoleter som f.eks. etylenglykol-monobutyleter (EGMBE). Andre glykoler eller glykoletere kan brukes i utforminger av den aktuelle offentliggjøringen så fremt de er minst delvis blandbare med vann.
[0019] I noen illustrative utforminger, kan fluidtapspillene bruke et vektmiddel som f.eks. en saltoppløsning med høy tetthet som inneholder salter av alkali- og alkaliske jordmetaller. Saltoppløsninger som f.eks. dannes med høye konsentrasjoner av natrium, kalium eller kalksalter av halider, formiat, acetat, nitrat ol. samt andre sammensetninger skal være godt kjent hos en person med ferdigheter i faget, kan brukes som frie vektmidler i faste stoffer. Valg av vektmiddel kan være delvis avhengig av ønsket tetthet til fluidtapspillen som vil være kjent hos en person med vanlige ferdigheter i faget.
[0020] I tillegg, som beskrevet ovenfor, kan avbrytningskomponentene i den aktuelle offentliggjøringen brukes i fluidtapspiller som tyknes med forskjellige metoder. Det finnes faktisk ikke noen begrensing når det gjelder typer fortykningsmidler eller fluidtapspiller der syrekilden som beskrives i dette dokumentet, kan brukes. Slike fortykningsmidler kan f.eks. inkludere viskoelastiske surfaktanter (VES-er), naturlige polymerer eller polysakarider som stivelsesderivater, cellulosederivat eller biopolymerer. Helt bestemt kan slike naturlige polymerer inkludere hydroksypropylstivelse, hydroksyetylstivelse, karboksymetylstivelse, karboksymetylcellulose, hydroksyetylcellulose, hydroksypropylcellulose, metylcellulose, dihydroksypropylcellulose, xantangummi, gellangummi, welangummi og skleroglukangummi i tillegg til derivater av disse og kryssbundne derivater av disse. Andre utforminger kan bruke syntetiske polymerer og oligomerer som poly(etylenglykol) [PEG], poly(diallylamin), polyfakrylamid), poly(aminometylpropylsulfonat) [AMPS polymer], poly(akrylonitril), poly(vinylacetat), poly(vinylalkohol), poly(vinylamin), poly(vinylsulfonat), poly(styrylsulfonat), poly(akrylat), poly(methylakrylat), poly(metakrylat), poly(metylmetakrylat), poly(vinylpyrrolidon), poly(vinyllaktam) og ko-, ter-og kvater-polymerer til følgende ko-monomerer: etylen, butadien, isopren, styren, divinylbenzen, divinylamin, l,4-pentadien-3-on (divinylketon), 1,6-heptadien-4-on (diallylketon), diallylamin, etylenglykol, akrylamid, AMPS, akrylonitril, vinylacetat, vinylalkohol, vinylamin, vinylsulfonat, styrylsulfonat, akrylat, metylakrylat, metakrylat, metylmetakrylat, vinylpyrrolidon og vinyllaktam. Enda andre fortykningsmidler inkluderer leirebaserte fortykningsmidler, spesielt laponitt og andre små fibrøse leirer som polygorskitter (attapulgitt og sepiolitt). Mengden fortykningsmiddel som brukes i en sammensetning kan variere avhengig av typen fluidtapspille som velges. Det er imidlertid vanlig at et vektområde på omtrent 0,1 % til 6 % er tilstrekkelig i de fleste bruksområdene.
[0021] Noen fortykningsmidler som er nyttige i fluidtapspillene som offentliggjøres i dette dokumentet, kan inkludere fortykningsmidler uten faste stoffer som viskoelastiske surfaktantfuilder (VES-er). Disse faste stoffene kan imidlertid brukes i andre utforminger. VES-piller slik som pillene som offentliggjøres i det amerikanske patentnr. 7,527,103 og som innlemmes i dette dokumentet i sin helhet ved henvisning, omfatter surfaktanter med lav molekylvekt som danner forlengede «stavlignende» micellestrukturer som utviser viskoelastisk atferd for å øke ftuidviskositeten. VES-piller er forskjellige fra polymerbaserte systemer i og med at de ikke bygger vegger og at de ikke danner en ekte filterkake på formasjonsflaten. VES-piller kan inkludere eller ikke inkludere andre avbrytere enn forsinket syrekilde blant annet mineraloljer, hydrerte polyalfaolefinoljer, mettede fettsyrer og polyumettede fettsyrer.
[0022] Selv om noen utforminger som offentliggjøres i dette dokument inneholder polymere fortykningsmidler, finnes det andre fluidtapspiller i utformingene som offentliggjøres i dette dokumentet, som ikke inneholder polymere fortykningsmidler som f.eks. biopolymerer, dvs. at fluidene kan være uten biopolymer slik som de som beskrives i det amerikanske patentnr. 6,300,286 som innlemmes i sin helhet ved henvisning. I tillegg kan det i noen utforminger av fluidtapspillefluidene som offentliggjøres i dette dokumentet, brukes visse stivelsesderivater som fungerer i visse tette saltoppløsninger for å avgi suspensjonsegenskaper og viskositetsegenskaper til disse saltoppiøsningene.
[0023] I tillegg kan utforminger av fluidtapspillene som offentliggjøres i dette dokumentet, inkludere en hydratiserbar polymer inkludert naturlige elter syntetiske fibre. Lineære polymerer som brukes for å danne fluidtapspiller kan f.eks. inkludere hydroksyetylcellulose (HEC) eller andre cellulosederivativer som kan valgfritt kryssbindes på forskjellige måter som f.eks. polyvalente kationer slik som kjent innen faget. Som et alternativ kan andre polylsakarider som xantangummi, guar gummi, osv. brukes.
[0024] Stivelse kan brukes som fortykningsmiddel i utforminger som offentliggjøres i dette dokumentet Stivelse er en naturlig polymer som inneholder et stort antall hydroksylgrupper. I noen utforminger kan disse hydroksylene reagere med et hvilket som helst kjemikalie som kan reagere med alkoholhydroksyler inkludert mange forskjellige sammensetninger, blant annet syreanhydrider, organiske klorosammensetninger, aldehyder, epoksy og etylensammensetninger. Når det spesifiserte kjemikalet inneholder én eller flere moieter som kan reagere med hydroksylgrupper, finnes det en mulighet for at to forskjellige hydroksyler reagerer som fører til kryssbinding mellom hydroksyler på samme molekyl eller på forskjellige molekyler.
[0025] Eksempler på bindingsmaterialer kan inkludere, men er ikke begrenset til blant annet epiklorohydrin og andre epihalohydriner, formaldehyd, forfosoksyklorid, trimetafosfat, dialdehyder, vinylsulfon, diepoksider, diisocyanater og bis(hydroksymetyl) og etylenurea.
[0026] I tillegg kan fluidtapspillene også inneholde andre funksjonelle tilleggsstoffer for at fluidene skal få spesifikke egenskaper. Dermed kan fluidene inneholde faste brostoffer, vektmaterialer (som kan fungere som bromidler innen et område med egnet partikkelstørrelse), korrosjonshemmere, antioksidanter, kjemiske oksygenfjernere, reduksjonsmidler, supplerende kontrolladditiver til fluidtap, supplerende fortykningsmidler, tynnere, fortynningsmidler ol.
[0027] I noen utforminger kan fluidtapspillene som offentliggjøres i dette dokumentet, ha faste brostoffer som er innlemmet i dem for å fylle ut eller blokkere porer i en undergrunnsformasjon. Nyttige faste brostoffer er f.eks. velkjent innen faget og kan være faste stoffer, partikler, syreoppløselige materialer, der partiklene har en størrelsen med en fordeling av størrelsen på partiklene som er tilstrekkelig for å kunne tette porene i formasjonen som er i kontakt med fluidtapspillefluidene. Eksempler på faste brostoffer kan inkludere kalkkarbonat, kalkstein, marmor, dolomitt, jernkarbonat, jernoksid ol. Andre faste stoffer kan imidlertid brukes uten å avvike fra omfanget til den aktuelle offentliggjøringen. I noen utforminger av fluidtapspillene som offentliggjøres i dette dokumentet, kan de faste brostoffene ha en egenvekt som er mindre enn omtrent 3,0 og kan være tilstrekkelig syreoppløselig slik at de lett brytes ned ved frigivelse av organisk syre som omtalt ovenfor.
[0028] Eksempler på tynnere som kan brukes i fluidtapspillen som offentliggjøres i dette dokumentet inkluderer, men er ikke begrenset til lignosulfonater, modifiserte lignosulfonater, polyfosfater, garvesyrer og polyakrylater med lav molekylvekt. Fluidene kan tilsettes tynnere for å redusere strømningsmotstanden og for å regulere tendensene til gelering. Andre funksjoner som utføres av tynnere, inkluderer blant annet redusert filtrering av filterkaketykkelse, motvirke effektene til saltet, minimere effektene til vann på formasjonene som bores, emulgere olje i vann og stabilisere slamegenskapene ved forhøyde temperaturer.
[0029] Noen utforminger kan inkludere rengjøringsmidler i fluidtapspillen som offentliggjøres i dette dokumentet. Mange forskjellige syntetiske og naturlige produkter som er avledet fra rengjøringsmidler, kan brukes. Et vanlig naturlig produktavledet rengjøringsmidlet er f.eks. d-limonen.
[0030] Andre utforminger som offentliggjøres i dette dokumentet, involverer metoder ved brønnhullskomplettering. Fluidtapspillen kan injiseres i en arbeidsstreng, strømme til bunnen av brønnhullet og deretter ut av arbeidsstrengen og inn i ringrommet mellom arbeidsstrengen og foringen eller brønnhullet. Dette behandlingspartiet kalles vanligvis en «pille». Pillen kan skyves ved at det injiseres andre kompletteringsfluider bak pillen til et sted inni brønnhullet som er rett over en del av formasjonen der det er mistanke om fluidtap. Da stoppes injisering av fluider inn i brønnhullet, og fluidtapet flytter pillen mot fluidtapsstedet. Plassering av pillen på denne måten kalles ofte «spotting» av pillen. Fluidtapspillen kan danne en plugg i nærheten av brønnhullsoverflaten og gjøre at det blir en vesentlig reduksjon i fluidstrømmen inn i formasjonen.
[0031] En avbryter kan brukes for å redusere fluidtapspillens viskositet og/eller på annen måte være til hjelp ved å forstyrre / bryte ned pillen for å rense brønnen med tanke på påfølgende brønnproduksjon. I noen utforminger styrer pillens viskositet beregning av tidspunktet når avbryterkomponenten skal utløses eller aktiveres, som når den er utløst, kan avbryte eller forstyrre pillen for å gi effektiv rensing. Mer spesifikt, kan den forsinkede syren som finnes inni pillen, hydrolyseres på tidsforsinket på lignende måte redusere fluidtapspillens viskositet eller på annen måte bryte ned pillen på en tidsforsinket måte. I tillegg kan avbryterkomponenten som beskrives i dette dokumentet, være en intern avbryter som finnes i fluidtapspillen, i andre utforminger, den kan som alternativ brukes som en ekstern avbryter, anbrakt nede i brønnhullet etter at fluidtapspillen er plassert etter ønsket nedbrytning av fluidtapspillen.
[0032] I tillegg er forholdene nede i brønnhullet forskjellige inkludert temperatur, i forhold til dybde og hvor formasjonen befinner seg. Oppfinnerne av den aktuelle offentliggjøringen har oppdaget at det kan være ønskelig å skreddersy den spesifikke formasjonen til fluidtapspillen iht. temperaturene som forventes nede i brønnhullet i området på brønnhullet der det er behov for å hindre fluidtap og påfølgende rengjøring av fluidtapspillen.
[0033] Dermed kan fluidtapspillene som offentliggjøres i dette dokumentet, brukes i produksjonen av hydrokarboner fra formasjonen. Etter boring av en formasjon med boreslam, kan minst én kompletteringsoperasjon utføres på brønnen. I andre utforminger, kan en fluidtapspille settes inn i brønnhullet under eller etter at minst én kompletteringsoperasjon er utført. I andre utforminger kan fluidtapspillen sirkuleres enten etter en kompletteringsoperasjon eller etter at produksjon av formasjonsfluider har startet for å hindre eller redusere fluidtap.
[0034] Generelt «kompletteres» en brønn for å muliggjøre strømmen av hydrokarboner ut av formasjonen og opp til overflaten. Som brukt i dette dokumentet, kan kompletteringsprosessene inkludere én eller flere forsterkninger av brønnhullet med foring, evaluering av trykket og temperaturen i formasjonen, og installasjon av riktig kompletteringsutstyr for å sikre effektiv strømning av hydrokarbonene ut av brønnen eller når det gjelder en injeksjonsbrønn, muliggjøre injeksjon av gass eller vann.
[0035] Kompletteringsoperasjoner slik som brukt i dette dokumentet, kan spesifikt inkludere åpne avslutninger, konvensjonelle perforerte kompletteringer, kompletteringer som utestenger sand, permanente kompletteringer, kompletteringer med flere soner og kompletteringer med dreneringshull, rensing, gruspakking eller andre kompletteringsoperasjoner inkludert vipping av en verktøystreng inn eller ut av brønnen. Et komplettert brønnhull kan inneholde en foring med spor, en forhåndsboret foring, en trådforbundet sil, en utvidbar sil, et sandsilfilter, en åpen brønn med gruspakning eller foring. I en bestemt utforming kan fluidtapspillen plasseres i formasjonen ved siden av perforeringer, formasjonsporer, osv. slik at et filter kan dannes og plugge en perforeringstunnel eller porehals, f.eks. i en innkapslet eller åpen avslutning frem til rensing. Fluidtapspiller kan f.eks. brukes for å regulere lekkasje av kompletteringssaltløsning etter perforering og før gruspakking eller fracpakking. Fordi pillen kan nedbrytes spontant etter en viss tidsperiode under forholdene nede i brønnhullet, utløst ved hydrolyse av den forsinkede syrekilden, kan metodene og fluidene til den aktuelle offentliggjøringen muliggjøre effektiv fjerning av pillen fra brønnen som en hjelp ved f.eks. riktig grusplassering i perforeringstunnellene.
[0036] I andre utforminger kan fluidene i den aktuelle offentliggjøring anbringes i en brønn for å tette formasjonsflaten i kompletteringssonen før grusplassering. Fluidet som beskrives i dette dokumentet, kan plasseres i brønnhullet for å få kontakt med formasjonsflaten ved perforeringene og kan deretter overbalanseres for å tvinge vaeskefasen inn i formasjonen og danne en ftlterkake ved å binde sammen perforeringene med bromaterialet.
[0037] I en annen utforming, kan fluidene i den aktuelle oppfinnelsen anbringes i en brønn på en sil etter gruspakking. En pille kan f.eks. brukes til å isolere kompletteringen og brønnhullsfluidet etter gruspakking ved å «spotte» pillen inni silen. I en utforming dere kompletteringsoperasjonen omfatter bruken av en ventil for å isolere formasjonen fra brønnhullsfluidet, kan filterkaken på silen hemme fluidtap hvis ventilen skulle svikte. I en alternativ utforming eller tilleggsutforming, kan kompletteringsoperasjonen inkludere trekking av vaskerør og serviceverktøy ved siden av silen, montering av produksjonsslangen til silen, en kombinasjon av disse eller lignende. I enda en annen utforming, uansett om filterkaken er intern eller ekstern, kan kompletteringsoperasjonen inkludere vipping av en verktøystreng inn og ut av brønnen.
[0038] Som nevnt ovenfor, er fluidtapspiller i den aktuelle offentliggjøringen også egnet til bruk på åpne avslutninger. Åpne avslutninger refererer til brønnhull med underrømmede soner der den produserende formasjonen er underrømmet for å forbedre produktivitet. Fluidtapspillene som beskrives i dette dokumentet, kan plasseres i brønnhullet for å få kontakt med formasjonsflaten og overbalansert til å tvinge væskebæreren inn i formasjonen og danne en fiiterkake ved å sile bromiddelpartiklene ved inngangene til porene eller andre passasjeåpninger i formasjonsflaten.
[0039] Lengden på forsinkelsen mellom tiden når et fluidtap innføres i en brønn og tiden når den forsinkede syrekilden hydrolyserer, kan være avhengig av flere variabler. Hydrolyseraten til den hydrolysbare esteren kan være avhengig av temperaturen nede i brønnhullet, konsentrasjonen, pH, mengden tilgjengelig vann, pillesammensetningen, osv.
[0040] Avhengig av forholdene nede i brønnhullet kan imidlertid formuleringen av fluidtapspillen og dermed pillens kjemiske egenskaper varieres slik at det er mulig med en ønskelig og kontrollerbar mengde forsinkelse før hydrolysering av esteren ved en bestemt anvendelse. I noen utforminger kan mengden forsinkelse av en fluidtapspille som skal brytes ned med en forsinket syrekilde iht utformingene i den aktuelle oppfinnelsen, være på mer enn 1 time. I forskjellige andre utforminger kan mengden forsinkelse iht. utformingene av den aktuelle oppfinnelsen være på mer enn 3 timer, S timer eller 10 timer. I andre utforminger kan mengden forsinkelse av en fluidtapspille som skal brytes ned med avbrytere iht. utformingene i den aktuelle oppfinnelsen, være på mer enn IS timer. I forskjellige andre utforminger kan mengden forsinkelse av en fluidtapspille som skal brytes ned med avbryterfluider være på mer enn 24 timer, 48 timer eller 72 timer.
[0041] I noen utforminger inkluderer mekanismen for å bryte ned fiuidtappspillene, en reduksjon i viskositet over tid. I noen utforminger er mekanismen til den tidsforsinkede viskositetsreduksjonen forårsaket av hydrolysen til karboksylsyreester eller annen syrekilde. I én utforming kan viskositeten reduseres mer enn 50 %. I andre utforminger kan viskositeten reduseres mer enn 80 % eller mer enn 95 %.
[0042] Følgende ikke-begrensende eksempler gis for å illustrere anvendelsen og bruken av metodene og sammensetningene av utformingene av den aktuelle opprinnelsen, i mer detalj.
[0043] EKSEMPLER
[0044] Følgende eksempler ble brukt for å teste effektiviteten til en forsinket syreavbryter som brukes i en fluidtapspille:
[0045] Komparativt eksempel 1
[0046] En vannbasert fluidtapspille ble formulert med følgende komponenter som alle er kommersielt tilgjengelige. Fluidtapspillen ble dannet ved å blande 1,25 SG NaBr og 7,3 ppb SAFE-VIS LE og tilsette 20 vol. % 1,25 SG NaBr. Fluidtapspillens reologiske egenskaper ble målt med et Fann 35-viskometer (fås hos Fann Instrument Company (Houston, Texas, USA) ved 120 °F. De målte egenskapene vises nedenfor i tabell 1.
[0047] Eksempel 1
[0048] En fluidtapspille ble formulert med følgende komponenter som alle er kommersielt tilgjengelige. Fluidtapspillen ble dannet ved å blande 1,25 SG NaBr og 7,3 ppb SAFE-VIS LE og tilsette 20 vol. % 1,25 SG NaBr med 30 vol. % D-STRUCTOR. Denne sammensetningen ble statisk modnet ved 60 °C i flere dager. Fluidtapspillens reologiske egenskaper ble målt med et Fann 35-viskometer ved 120 °F. De målte egenskapene vises nedenfor i tabell 2.
[0049] Selv om det er blitt referert til bestemte anvendelser av fluidtapspillene i utformingene i den aktuelle offentliggjøringen, er det uttrykkelig innenfor omfanget av utformingene av den aktuelle offentliggjøringen at disse fluidene kan brukes innen en rekke forskjellige brønnhullsanvendelser. Spesifikt kan fluidene i den aktuelle oppfinnelsen brukes i både produksjons- og injeksjonsbrønner, og kan i tillegg brukes for å avhjelpe ved rensing av brønner.
[0050] Som en fordel gir utforminger av den aktuelle offentliggjøringen en fluidtapspille som kan redusere eller hindre fluidtap uten å påføre den omkringliggende formasjonen skader. Piller iht. den aktuelle oppfinnelsen kan utvise indikasjoner på høy viskositet slik at de oppfører seg som piller med høy viskositet i brønnkompletteringsprosessen, men som ikke tillater påfølgende nedbrytning etter aktivering av den interne avbryteren. De kjemiske egenskapene til fluidtapspillene som offentliggjøres i dette dokument, kan muliggjøre reduksjonen i viskositeten til fluidtapspillen over tid.
[0051] Selv om utformingene beskrives i forbindelse med et begrenset antall utforminger, vil personer med ferdigheter i faget dra nytte av denne offentliggjøringen og vil sette pris på at andre utforminger kan konstrueres som ikke avviker fra omfanget av oppfinnelsen som offentliggjøres i dette dokumentet. Derfor skal omfanget ul oppfinnelsen kun begrenses til de vedlagte kravene.
Claims (27)
1. En sammensetning omfattende av: et vannhoidig fluid; et fortykningsmiddel; et vannoppløselig polarorganisk løsemiddel; en forsinket syrekilde; og et vektmiddel.
2. Sammensetningen i krav 1 der det vannoppløselige polarorganiske løsemidlet er et glykol eller glykoleter.
3. Sammensetningen i krav 1 eller 2 der den forsinkede syrekilden er en maursyre eller eddiksyre av en C2 til C30 alkohol.
4. Sammensetningen ifølge et av de foregående krav der vektmidlet omfatter minst én av halid eller formatsalter av alkali eller alkaliske jordmetaller.
5. Sammensetningen ifølge et av de foregående krav som i tillegg er omfattende av: minst én valgt fra faste brostoffer, et rengjøringsmiddel, et dispergeringsmiddel, et middel som reduserer grenseflatespenningen, en pH-buffer, et fortynningsmiddel eller en surfaktant.
6. Sammensetningen ifølge et av de foregående krav der det vannholdige fluidet er valgt fra ferskvann, sjøvann, en saltoppløsning som inneholder organiske og/eller uorganiske oppløste salter, væsker som inneholder vannblandbare organiske sammensetninger eller kombinasjoner av disse.
7. Sammensetningen ifølge et av de foregående krav der fortykningsmidlet omfatter en hydratiserbar naturlig polymer.
8. Sammensetningen i krav 7 der den hydratiserbar naturlige polymeren omfatter hydroksyetylcellulose.
9. Sammensetningen ifølge et av de foregående krav der fortykningsmidlet omfatter én eller flere viskoelastiske surfaktanter.
10. Sammensetningen ifølge et av de foregående krav der fortykningsmidlet omfatter stivelse.
11. Sammensetningen ifølge et av de foregående krav der den forsinkede syrekilden omfatter fra omtrent 5 til omtrent 50 volumprosentdeler løsning.
12. En metode for å produsere et hydrokarbon fra en formasjon der metoden er omfattende av: boring av formasjonen med et fluid som bores inn, for å danne et brønnhull; anbringelse av en fluidtapssammensetning i brønnhullet der fluidtapssammensetningen omfatter: et vannholdig fluid, et fortykningsmiddel, et vannoppløselig polarorganisk løsemiddel, en forsinket syrekilde, og et vektmiddel; og stenging av brønnhullet i en forhåndsbestemt tidsperiode slik at viskositeten til fluidtapssammensetningen reduseres.
13. Metoden i krav 12 som i tillegg er omfattende av: at formasjonsfluidene kan strømme inn i brønnen, og produksjon av fluider fra brønnen.
14. Metoden i krav 12 eller 13 der anbringelsen av fluidtapssammensetningen skjer etter produksjonen av fluidene fra brønnen.
15. Metoden ifølge et av de foregående kravene 12 til 14 der anbringelsen av fluidtapssammensetningen skjer samtidig med at det utføres minst én kompletteringsoperasjon.
16. Metoden ifølge et av de foregående kravene 12 til 15 som i tillegg omfatter utførelse av minst én kompletteringsoperasjon etter anbringelsen.
17. Metoden ifølge et av de foregående kravene 12 til 16 der anbringelsen av fluidtapssammensetningen skjer samtidig etter at det er utført minst én kompletteringsoperasjon.
18. Metoden ifølge et av de foregående kravene 12 til 17 der brønnhullet inneholder minst én fdring med spor, en forhåndsboret foring, en trådforbundet sil, en utvidbar sil, et sandsilfilter, en åpen brønn med gruspakning og foring.
19. Metoden ifølge et av de foregående kravene 12 til 18 der den forsinkede syrekilden er en maursyre eller eddiksyre av en C2 til C30 alkohol.
20. Metoden ifølge et av de foregående kravene 12 til 19 der vektmidlet omfatter minst én av halid eller formatsalter av alkali eller alkaliske jordmetaller.
21. Metoden ifølge et av de foregående kravene 12 til 20 der fluidtapssammensentningen i tillegg omfatter minst én valgt fra faste brostoffer, et rengjøringsmiddel, et dispergeringsmiddel, et middel som reduserer grenseflatespenningen, en pH-buffer, et fortynningsmiddel eller en surfaktant
22. Metoden ifølge et av de foregående kravene 12 til 21 der det vannholdige fluidet er valgt fra ferskvann, sjøvann, en saltoppløsning som inneholder organiske og/eller uorganiske oppløste salter, væsker som inneholder vannblandbare organiske sammensetninger eller kombinasjoner av disse.
23. Metoden ifølge et av de foregående kravene 12 til 22 der fortykningsmidlet omfatter en hydratiserbar naturlig polymer.
24. Metoden i krav 23 der den hydratiserbar naturlig polymeren omfatter hydroksyetylcellulose.
25. Metoden ifølge et av de foregående kravene 12 til 24 der fortykningsmidlet omfatter én eller flere viskoelastiske surfaktanter.
26. Metoden ifølge et av de foregående kravene 12 til 25 der fortykningsmidlet omfatter stivelse.
27. Metoden ifølge et av de foregående kravene 12 til 26 der den forsinkede syrekilden omfatter fra omtrent 5 til omtrent 50 volumprosentdeler løsning.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/US2011/041983 WO2013002755A1 (en) | 2011-06-27 | 2011-06-27 | Breaker fluids for wellbore fluids and methods of use |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20140022A1 true NO20140022A1 (no) | 2014-01-09 |
Family
ID=47424413
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20140022A NO20140022A1 (no) | 2011-06-27 | 2014-01-07 | Avbryterfluider til brønnhullsfluider og bruksmetoder |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US20150021098A1 (no) |
AU (1) | AU2011372058A1 (no) |
GB (1) | GB2505626A (no) |
NO (1) | NO20140022A1 (no) |
WO (1) | WO2013002755A1 (no) |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10253239B2 (en) * | 2012-07-02 | 2019-04-09 | M-I L.L.C. | Enhanced wellbore strengthening solution |
US10017680B2 (en) | 2013-06-26 | 2018-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Crosslinked N-vinylpyrrolidone polymers for use in subterranean formations and wells |
US10883037B2 (en) | 2013-06-26 | 2021-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Crosslinked n-vinylpyrrolidone polymers for use in subterranean formations and wells |
WO2017120520A2 (en) * | 2016-01-07 | 2017-07-13 | M-I L.L.C. | Methods of logging |
WO2017142836A1 (en) * | 2016-02-15 | 2017-08-24 | Shell Oil Company | Pill breakers comprising thermally generated acids |
CN106018645B (zh) * | 2016-06-30 | 2018-04-27 | 聚光科技(杭州)股份有限公司 | 自动设置溶剂延迟时间的方法 |
US10711174B2 (en) * | 2016-12-05 | 2020-07-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Divalent brine fluids having improved rheology and multifunctional properties |
US10167420B1 (en) * | 2017-07-20 | 2019-01-01 | Saudi Arabian Oil Company | Loss circulation compositions (LCM) having portland cement clinker |
CN113924352B (zh) | 2019-04-09 | 2023-06-27 | 切弗朗菲利浦化学公司 | 使用稀释剂组合物钻井孔的方法 |
US10619090B1 (en) | 2019-04-15 | 2020-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Fracturing fluid compositions having Portland cement clinker and methods of use |
AU2020275315A1 (en) * | 2019-05-15 | 2021-12-16 | Schlumberger Technology B.V. | Breaker fluids and methods of use thereof |
AU2020306004A1 (en) * | 2019-06-27 | 2022-01-06 | Schlumberger Technology B.V. | Additives to temporarily reduce viscosities in oil-based fluids |
US20210115319A1 (en) * | 2019-10-16 | 2021-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Breaker Additives For Extended Delay In Removal Of Oil-Based Filter Cakes |
CN110922954A (zh) * | 2019-12-02 | 2020-03-27 | 中国石油大学(北京) | 一种致密油藏的驱油方法及驱油剂和制法 |
CN115746311B (zh) * | 2021-09-03 | 2024-02-06 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种环保型钻井液提切剂及其制备方法 |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4957165A (en) * | 1988-02-16 | 1990-09-18 | Conoco Inc. | Well treatment process |
US5612293A (en) * | 1994-12-22 | 1997-03-18 | Tetra Technologies, Inc. | Drill-in fluids and drilling methods |
US7677311B2 (en) * | 2002-08-26 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breaker for oilfield treatments |
DE60310978D1 (de) * | 2002-10-28 | 2007-02-15 | Schlumberger Technology Bv | Selbstzerst render filterkuchen |
US7293609B2 (en) * | 2004-10-20 | 2007-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising vitrified shale and methods of using such fluids in subterranean formations |
US20070049501A1 (en) * | 2005-09-01 | 2007-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid-loss control pills comprising breakers that comprise orthoesters and/or poly(orthoesters) and methods of use |
US8163826B2 (en) * | 2006-11-21 | 2012-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric acid precursor compositions and methods |
US8413721B2 (en) * | 2007-05-22 | 2013-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosified fluids for remediating subterranean damage |
BRPI0815074A2 (pt) * | 2007-08-03 | 2015-02-03 | Mi Llc | Rompedor de ação retardada |
-
2011
- 2011-06-27 GB GB1400074.9A patent/GB2505626A/en not_active Withdrawn
- 2011-06-27 AU AU2011372058A patent/AU2011372058A1/en not_active Abandoned
- 2011-06-27 WO PCT/US2011/041983 patent/WO2013002755A1/en active Application Filing
-
2014
- 2014-01-07 NO NO20140022A patent/NO20140022A1/no not_active Application Discontinuation
- 2014-10-08 US US14/509,567 patent/US20150021098A1/en not_active Abandoned
-
2019
- 2019-10-14 US US16/601,532 patent/US20200040248A1/en not_active Abandoned
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2011372058A1 (en) | 2014-01-16 |
US20150021098A1 (en) | 2015-01-22 |
WO2013002755A1 (en) | 2013-01-03 |
US20200040248A1 (en) | 2020-02-06 |
GB2505626A (en) | 2014-03-05 |
GB201400074D0 (en) | 2014-02-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20140022A1 (no) | Avbryterfluider til brønnhullsfluider og bruksmetoder | |
CA2643835C (en) | Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof | |
EP2961922B1 (en) | Method of providing fluid loss, using whole basil seeds | |
CA2640949C (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
CA3004604C (en) | Demulsifier compositions for treatment of subterranean formations and produced oil | |
WO2017120499A1 (en) | Breaker fluids and methods of use thereof | |
NO327589B1 (no) | Fremgangsmate for komplettering av injeksjonsbronner | |
US8387696B2 (en) | Delayed breaker | |
AU2010226842A1 (en) | Well treatment fluid | |
NO20180877A1 (en) | Environmentally friendly wellbore consolidating/fluid loss material | |
CA2991581C (en) | Hedta based chelants used with divalent brines, wellbore fluids including the same and methods of use thereof | |
WO2020232327A1 (en) | Breaker fluids and methods of use thereof | |
US20120273200A1 (en) | Methods for treating a wellbore | |
US10876026B2 (en) | Wellbore fluids and methods of use thereof | |
CA3060567A1 (en) | Breaker fluids and methods of use thereof |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: HAMSOE PATENTBYRA AS, POSTBOKS 171, 4301 SANDNES |
|
FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |