NO20140208A1 - Fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonssvikt fra en brønn, og en sammensetning for å eliminere eller redusere sirkulasjonssvikt fra en brønn - Google Patents
Fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonssvikt fra en brønn, og en sammensetning for å eliminere eller redusere sirkulasjonssvikt fra en brønn Download PDFInfo
- Publication number
- NO20140208A1 NO20140208A1 NO20140208A NO20140208A NO20140208A1 NO 20140208 A1 NO20140208 A1 NO 20140208A1 NO 20140208 A NO20140208 A NO 20140208A NO 20140208 A NO20140208 A NO 20140208A NO 20140208 A1 NO20140208 A1 NO 20140208A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- treatment fluid
- lost circulation
- circulation material
- well
- particle size
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 42
- 206010009192 Circulatory collapse Diseases 0.000 title 2
- 206010040560 shock Diseases 0.000 title 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 110
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 95
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 47
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 29
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 23
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- 229910052573 porcelain Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011449 brick Substances 0.000 claims description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 2
- 229910052572 stoneware Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 24
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 24
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 17
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 15
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 10
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 7
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 5
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 4
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 4
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- VFLDPWHFBUODDF-FCXRPNKRSA-N curcumin Chemical compound C1=C(O)C(OC)=CC(\C=C\C(=O)CC(=O)\C=C\C=2C=C(OC)C(O)=CC=2)=C1 VFLDPWHFBUODDF-FCXRPNKRSA-N 0.000 description 2
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010061926 Purulence Diseases 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 150000001345 alkine derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002956 ash Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- -1 cyclic alkene Chemical class 0.000 description 1
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 1
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000009477 glass transition Effects 0.000 description 1
- 239000010922 glass waste Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 150000003949 imides Chemical class 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 239000010874 unset cement Substances 0.000 description 1
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/487—Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
-
- 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02W—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO WASTEWATER TREATMENT OR WASTE MANAGEMENT
- Y02W30/00—Technologies for solid waste management
- Y02W30/50—Reuse, recycling or recovery technologies
- Y02W30/91—Use of waste materials as fillers for mortars or concrete
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Compositions Of Oxide Ceramics (AREA)
Abstract
Fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonstap fra en brønn, omfattende: å tilføre et behandlingsfluid inn i hvert fall en andel av brønnen, hvor behandlingsfluidet omfatter: et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter en keram, og hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter til omtrent 25,4 millimeter.
Description
Kryssreferanse til beslektet søknad
[0001] Denne søknaden har prioritet fra US-søknaden 13/267,944, innlevert 7. oktober 2011.
Teknisk område
[0002] Et behandlingsfluid inneholdende et tapt sirkulasjonsmateriale og fremgangsmåter for anvendelse tilveiebringes. I noen utførelsesformer er tapt sirkulasjonsmaterialet fremstilt fra et resirkulert materiale. I noen utførelsesformer er det resirkulerte materialet et keramisk materiale.
Oppsummering
[0003] Ifølge en utførelsesform omfatter en fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonstap fra en brønn å: tilføre et behandlingsfluid inn i hvert fall en andel av brønnen, hvor behandlingsfluidet omfatter: et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter et keram og hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter til omtrent 25,4 millimeter.
[0004] Ifølge en annen utførelsesform omfatter en fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonstap fra en brønn å: tilføre et behandlingsfluid inn i hvert fall en andel av brønnen, hvor behandlingsfluidet omfatter: et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter et keram og hvor den mediane partikkelstørrelsen til og konsentrasjonen av tapt sirkulasjonsmaterialet velges siik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,3 MPa (50 psi).
[0005] Ifølge en annen utførelsesform omfatter en sammensetning: et behandlingsfluid omfattende et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter et keram og hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter til omtrent 25,4 millimeter.
Detaljert beskrivelse
[0006] Som de anvendes her er ordene "omfatter", "har", "inkluderer", "innbefatter", og alle grammatiske variasjoner av disse, alle ment å ha en åpen, ikke-begrensende betydning som ikke utelukker ytterligere elementer eller trinn.
[0007] Et "fluid" er her en substans som har en kontinuerlig fase som er i stand til å strømme og følge profilet til sin beholder når substansen testes ved en temperatur på 22°C (71 °F) og et trykk på én atmosfære "atm" (0,1 megapascal, "MPa"). Et fluid kan være en væske eller en gass. Et homogent fluid har bare én fase; mens et heterogent fluid har flere enn én distinkt fase. Et kolloid er et eksempel på et heterogent fluid. Et kolloid kan være: en slemming, som inkluderer en kontinuerlig væskefase og uoppløste faste partikler som den dispergerte fasen; en emulsjon, som inkluderer en kontinuerlig væskefase og minst én dispergert fase av ikke-blandbare væskedråper; eller et skum, som inkluderer en kontinuerlig væskefase og en gass som den dispergerte fasen.
[0008] Olje- og gassformige hydrokarboner forefinnes naturlig i noen undergrunnsfomnasjoner. En undergrunnsformasjon som inneholder olje eller gass omtales noen ganger som et reservoar. Et reservoar kan befinne seg under fastland eller under sjø. For å produsere olje eller gass blir et brønnhuil boret inn i et reservoar eller tilstøtende et reservoar.
[0009] En brønn kan inkludere, uten begrensning, en olje-, gass-, vann- eller injeksjonsbrønn. En "brønn", som betegnelsen anvendes her, inkluderer minst ett brønnhuil. Et brønnhuil kan ha vertikale, skrå og horisontale partier, og det kan være rett, buet eller forgrenet. Et "brønnhuil", som betegnelsen anvendes her, inkluderer ethvert foret og ethvert uforet, åpenhuits parti av brønnhullet. Et nærbrønnsområde er undergrunnsmaterialet og bergartene i undergrunnsformasjonen som omgir brønnhullet. Som betegnelsen anvendes her inkluderer en "brønn" også nærbrønnsområde! Nærbrønnsområdet anses i alminnelighet som området innenfor omtrent 30 meter (100 fot) fra brønnhullet. Frasen "inn i en brønn" betyr og inkluderer her inn i et hvilket som helst parti av brønnen, inkludert inn i brønnhullet eller inn i nærbrønnsområdet via brønnhullet.
[0010] Et parti av et brønnhuil kan være et åpent hull eller et fdret hull. I et åpent brønnhullsparti kan en produksjonsrørstreng bli satt inn t brønnhullet. Produksjonsrørstrengen gjør det mulig å tilføre fluid inn i eller føre fluid ut av et fjernt parti av brønnhullet. t et fåret brønnhullsparti er et foringsrør satt inn i brønnhullet, som også kan inneholde en produksjonsrørstreng. Et brønnhuil kan inneholde et ringrom. Eksempler på ringrom inkluderer, men er ikke begrenset til: rommet mellom brønnhullet og utsiden av en produksjonsrørstreng i et åpent brønnhuil; rommet mellom brønnhullet og utsiden av et foringsrør i et foret brønnhuil; og rommet mellom innsiden av et fdringsrør og utsiden av en produksjonsrørstreng i et foret brønnhuil.
[0011] Et brønnhuil dannes med bruk av en borkrone. En borestreng kan bli anvendt for å bistå borkronen med å bore gjennom undergrunnsformasjonen for å danne brønnhullet. Borestrengen kan inkludere et borerør. Under boreoperasjoner kan et borefluid, noen ganger omtalt som et boreslam, bli sirkulert nedover gjennom borerøret og tilbake opp ringrommet mellom brønnhullet og utsiden av borerøret. Borefluidet er i alminnelighet en slemming eller en emulsjon og inneholder en væskeformig kontinuerlig fase. Borefluidet tjener forskjellige formål, så som å kjøle borkronen, opprettholde ønsket trykk i brønnen og føre borekaks oppover gjennom ringrommet mellom brønnhullet og borerøret.
[0012] Under komplettering av en brønn er det vanlig å tilføre en sementsammensetning inn i en andel av et ringrom i et brønnhuil. For eksempel, i et foret brønnhuil, kan en sementsammensetning bli ført inn i og gitt tid til å sette seg i ringrommet mellom brønnhullet og tøringsrøret for å stabilisere og fastgjøre foringsrøret i brønnhullet. Ved å sementere foringsrøret i brønnhullet hindres fluider i å strømme inn i ringrommet. På den måten kan olje eller gass bli produsert på en kontrollert måte ved å lede strømningen av olje eller gass gjennom foringsrøret og inn i brønnhodet. Sementsammensetninger kan også bli anvendt under primære eller sekundære sementeringsoperasjoner, brønnplugging eller gruspakkeoperasjoner. En "sementsammensetning" er her en blanding av i hvert fall sement og vann. En sementsammensetning kan inkludere tilsatsstoffer. Med "sement" menes her en innledningsvis tørr substans som utvikler trykkfasthet eller setter seg i tilstedeværelse av vann. En sementsammensetning er i alminnelighet en slemming der vannet utgjør den kontinuerlige væskefasen av slemmingen og sementen og andre uoppløste tørrstoffer danner den dispergerte fasen av slemmingen.
[0013] Et behandlingsfluid, så som et borefluid eller en sementsammensetning, som inneholder en væskeformig kontinuerlig fase, kan forårsake sirkulasjonstap. Med sirkulasjonstap menes at en uønskelig andel av den væskeformige kontinuerlige fasen av et fluid strømmer inn i undergrunnsformasjonen i stedet for å returnere til overflaten. I en ideell boresituasjon blir borefluidet pumpet gjennom en produksjonsrørstreng og returnerer tii overflaten gjennom et ringrom. Borefluidet blir i alminnelighet pumpet med et trykk som er lik eller høyere enn det hydrostatiske trykket i undergrunnsformasjonen. Trykket i borefluidet, som er høyere enn eller lik trykket I formasjonen, bidrar til å hindre at formasjonen synker inn i det nydannede brønnhullet, og det bidrar også til å hindre at oljen eller gassen kommer inn i brønnhullet for tidlig. I en ideell sementeringsoperasjon blir sementsammensetningen plassert i det partiet av brønnen som skal sementeres. Sementsammensetningen forblir i dette partiet av brønnen inntil sammensetningen etter hvert setter seg.
[0014] Ved sirkulasjonstap av et borefluid kan imidlertid den væskeformige kontinuerlige fasen av fluidet trenge inn undergrunnsformasjonen. Væsken kan strømme inn i formasjonen for eksempel gjennom sprekker eller revner i formasjonen. Dersom en tilstrekkelig mengde av væsken strømmer inn i formasjonen, kan det totale trykket som utøves på formasjonen av fluidet avta betydelig. Dette reduserte trykket kan la formasjonsfluider, så som olje eller gass, komme inn i brønnhullet for tidlig. Ukontrollert utslipp av formasjonsfluider kalles en utblåsning. En annen mulig konsekvens av sirkulasjonstap for et borefluid er tørrboring. Tørrboring kan skade borkronen eller borestrengen, blant annet.
[0015] Ved sirkulasjonstap av en sementsammensetning kan den væskeformige kontinuerlige fasen av sammensetningen trenge inn i undergrunnsformasjonen. Siden sementen i sammensetningen må ha vann for å hydratisere, og vann er det som til syvende og sist gjør at sammensetningen setter seg, kan tap av vann til formasjonen få alvorlige konsekvenser for sementeringsoperasjonen. For eksempel kan det hende at sementsammensetningen aldri setter seg. Dersom dette skjer, vil en ny sementeringsjobb måtte utføres. Fjerning av den usatte sementsammensetningen og kjøring av en ny sementjobb kan koste tid og penger.
[0016] For å løse problemene knyttet til sirkulasjonstap har materiale, ofte omtalt som tapt sirkulasjonsmateriale ("LCM"- Lost Circulation Material), vært anvendt. LCM-materialer er i alminnelighet ikke-svellbare, kornformede substanser. Normalt blir LCM-materialet innlemmet i behandlingsfluidet. Når behandlingsfluidet føres inn i brønnen, kan LCM-materialet hindre at fluid, eller redusere mengden av fluid som, trenger i formasjonen. Tradisjonelt kan partiklene i LCM-materialet pakke seg oppå hverandre og danne en bro over sterkt permeable områder i formasjonen. Dersom det for eksempel er en sprekk i formasjonen, kan partiklene i LCM-materialet danne en ikke-porøs bro eller et ikke-porøst lag over sprekktnngangen nær brønnhullsveggen. Broen eller laget kan hindre at væske, eller redusere mengden av væske som, trenger i formasjonen via brønnhullet.
[0017] I den senere tid har tilgjengeligheten av LCM-materialer blitt dårligere. Det kan være flere grunner til den reduserte tilgangen, inkludert redusert tilgang tii råmaterialer som anvendes for å fremstille LCM-materialer, økt kostnad for å fremskaffe råmaterialene, reduksjon i LCM-materialets effektivitet eller andre grunner. Imidlertid har ikke etterspørselen etter LCM-materialer avtatt i særlig grad. Det foreligger derfor et behov for et LCM-materiale som er billig, virkningsfullt og kan fremstilles fra en enkelt tilgjengelig forsyning av råmaterialer.
[0018] Det har blitt funnet at resirkulerte keramiske materialer kan bli anvendt som LCM-materiale for brønnbehandlingsfluider. Noen rapporter estimerer at det produseres 12 millioner tonn glassavfall i USA hvert år. Det produseres også annet keramisk avfallsmateriale hvert år, så som keramisk takshingel og keramiske toaletter. Mesteparten av de keramiske avfallsmaterialene blir ikke resirkulert og bidrar til å øke plassproblemene på fyllplasser over hele USA. Enkelte programmer resirkulerer keramiske materialer; for eksempel kan glass bli resirkulert og anvendt for å fremstille nye glassprodukter. Som følge av den store mengden keramisk avfallsmateriale som produseres hvert år er det imidlertid en rikelig tilgang til keramisk avfall som kan bli resirkulert som LCM-materiale.
[0019] For å fungere som et LCM-materiale kan materialets partikkelstørrelse bli justert i tilpasning til de spesifikke forholdene i brønnen. Flere modeller har vært utviklet som en hjelp til å bestemme materialets optimale partikkelstørrelsesfordeling. Den optimale partikkelstørrelsesfordelingen er den størrelsen hvor minst væskemengde tapes til formasjonen. Ett eksempel på en slik metode er Halliburtons metode. Ifølge denne metoden velges den mediane partikkeistørrelsen lik den estimerte sprekkbredden. På denne måten vil en tilstrekkelig mengde partikler, både større og mindre enn medianstørrelsen, forefinnes tit å skape en mest mulig effektiv bro eller forsegling.
[0020] Noen av fordelene med å anvende resirkulerte keramiske materialer som LCM-materiale inkluderer: det er rikelig tilgang til keramer; nesten alle stater og større byer har tilgang til keramer, stik at kostnaden til keramene kan holdes forholdsvis lav som følge av reduserte transportkostnader; og keramer er et virkningsfullt LCM-materiale.
[0021] Hvis en test (f.eks. strømningssløyfe eller trykkfasthet) krever et blandetrinn, blir substansen blandet i henhold tii følgende prosedyrer. For en sementsammensetning blir vannet tilsatt i en blandebeholder og beholderen blir så plassert på et blanderunderstell. Motoren til understellet blir så skrudd på og holdt ved 4000 omdreininger per minutt (rpm). Sementen og eventuelle andre ingredienser tilsettes beholderen med jevn hastighet i ikke mer enn 15 sekunder (s). Etter at all sement og eventuelle andre ingredienser er tilsatt vannet i beholderen, blir et lokk påsatt beholderen og sementsammensetningen blandes ved 12.000 rpm (+/- 500 rpm) i 35 s (+/-1 s).
[0022] Det må også forstås at dersom en test (f.eks. strømningssløyfe eller trykkfasthet) krever at testen utføres ved en spesifisert temperatur og muligens ved et spesifisert trykk, så blir substansens temperatur og trykk gradvis hevet til spesifisert temperatur og trykk etter blanding ved omgivelsestemperatur og -trykk. Foreksempel kan substansen bli blandet ved 22<0>C (71°F) og 1 atm (0,1 MPa) og så plassert i testapparatet, og substansens temperatur kan så gradvis bli hevet til den spesifiserte temperaturen. Temperaturøkningshastigheten er her i alminnelighet i området fra ikke mer enn omtrent 1,67°C/min til omtrent 2,78°C/min (omtrent 3°F/min til omtrent 5°F/min). Etter at substansen er hevet til spesifisert temperatur, og eventuelt trykk, blir substansen holdt ved denne temperaturen og dette trykket gjennom hele testprosessens varighet.
[0023] En "strømningssløyfe"-test blir her utført som følger. Substansen blir blandet. Substansen blir så ført gjennom en hul rørsløyfe forsynt med en sliss med en spesifisert bredde og eller kløft. Med "forseglingstid" menes her tiden som går før slemmingen slutter å strømme gjennom slissen. Når slemmingen slutter å strømme gjennom slissen, blir trykket på slissen gradvis økt. Det må forstås at instrumentets kapasitet ikke nødvendigvis overstiger et trykk på 0,7 MPa (100 psi). Videre, selv om et instrument kan være i stand til å påføre et trykk på over 0,7 MPa på forseglingen, kan resultatene være upålitelige. Det spesifiserte trykket er derfor ment å hensynta både instrumentets kapasitet og resultatenes pålitelighet. Så lenge forseglingen ikke brister, holdes trykket ved dette trykket i totalt 15 sekunder (s). Med "forseglingstrykket" menes her trykket ved hvilket slemmingen opprettholder en forsegling og ikke lar fluid strømme gjennom slissen under en tidsperiode på minst 15 s. Det må forstås at "forseglingstrykket" kan være høyere enn det angitte trykket. Dersom for eksempel instrumentet bare er i stand til å påføre 0,7 MPa på tetningen, kan det faktiske forseglingstrykket være mye høyere enn 0,7 MPa, men det er ikke mulig å teste det maksimale trykket forseglingen tåler uten å briste. Som følge av dette er "forseglingstrykket" det maksimale trykket ved hvilket forseglingen ikke brister innenfor rammen satt av testinstrumentets grenser.
[0024] Ifølge en utførelsesform omfatter en fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonstap fra en brønn det å: tilføre et behandlingsfluid inn i hvert fall en andel av brønnen, hvor behandlingsfluidet omfatter: et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter et keram og hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter til omtrent 25,4 millimeter.
[0025] Ifølge en annen utførelsesform omfatter en fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonstap fra en brønn det å: tilføre et behandlingsfluid inn i hvert fall en andel av brønnen, hvor behandlingsfluidet omfatter: et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter et keram og hvor den mediane partikkelstørrelsen tit og konsentrasjonen av tapt sirkulasjonsmaterialet velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,3 MPa (50 psi).
[0026] Ifølge en annen utførelsesform omfatter en sammensetning: et behandlingsfluid omfattende et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter et keram og hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter til omtrent 25,4 millimeter.
[0027] Beskrivelsen av foretrukne utførelsesformer vedrørende behandlingsfluidet eller en hvilken som helst ingrediens i behandlingsfluidet, er ment å gjelde for både sammensetningsutførelsene og fremgangsmåteutførelsene. I enhver henvisning til enheten "gallon" menes US gallon.
[0028] Behandlingsfluidet kan være et kolloid. Behandlingsfluidet kan inneholde en væske. Behandlingsfluidet kan inkludere en væskeformig kontinuerlig fase. Væsken kan omfatte vann. Vannet kan være valgt fra gruppen bestående av ferskvann, brakkvann, saltvann og en hvilken som helst kombinasjon av dette. Alternativt kan væsken omfatte en olje. Med en "olje" menes her en væske omfattende et hydrokarbon når den måles ved en temperatur på 21,7°C (71 °F) og et trykk på én atmosfære. Eksempler på olje inkluderer, men er ikke begrenset til: råolje; et fraksjonsdestillat av råolje; et fettderivat av en syre, en ester, en eter, en alkohol, en amin, en amid, eller en imid; et mettet hydrokarbon; et umettet hydrokarbon; et forgrenet hydrokarbon; et syklisk hydrokarbon; og en hvilken som heist kombinasjon av dette. Råolje kan separeres i fraksjonsdestillater basert på kokepunktet til fraksjonene i råoljen. Et eksempel på et passende fraksjonsdestillat av råolje er dieselolje. Det mettede hydrokarbonet kan være et alkan eller paraffin. Paraffinen kan være en isoalkan (isoparaffin), et lineært alkan (paraffin) eller et syklisk alkan (sykloparaffin). Det umettede hydrokarbonet kan være et alken, alkyn eller aromat. Alkenet kan være et isoalken, lineært alken eller syklisk alken. Det lineære alkenet kan være et lineært alfaolefin eller et internt olefin. Den væskeformige kontinuerlige fasen kan også inkludere oppløste substanser eller uoppiøste tørrstoffer.
[0029] Ifølge en utførelsesform er behandlingsfluidet en emulsjon. Ifølge en annen utførelsesform er behandlingsfluidet en slemming. Behandlingsfluidet kan inkludere en dispergert fase. Fortrinnsvis inkluderer den dispergerte fasen av behandlingsfluidet tapt sirkulasjonsmateriale ("LCM-materiale").
[0030] LCM-materialet omfatter et keram. Med et "keram" menes her et uorganisk, ikke-metallisk fast stoff fremstilt gjennom varmepåvirkning og deretter påfølgende kjøling. Keramiske materialer kan ha en krystallinsk eller semikrystallinsk struktur, eller de kan være amorfe (f.eks. glass). Som begrepet anvendes her er krystalliniteten til en substans angitt av et smeltepunkt og/eller av røntgenabsorbsjonstopper. En glassovergangstemperatur (Tg) angir den amorfe karakteren til eller tilstedeværelse av et amorft område på en substans. Et keramisk materiale kan være porselen eller glass. Med "porselen" mener her et keramisk materiale fremstilt ved å varme opp råmaterialer, i alminnelighet innbefattende leire t form av kaolin, i en brenneovn, til temperaturer mellom 1200°C (2192°F) og 1400"C (2552°F) og så kjøle ned materialet eller gi det tid til å kjøle seg. Eksempler på keramer egnet til bruk som LCM-materiale inkluderer, men er ikke begrenset til teglstein, piper, rør, gulv- og takfliser, stråleelementer fra gasskaminer, digeler for fremstilling av stål og glass samt hvit keramikk (whiteware), så som servise, veggfliser, steintøyprodukter, sanitærutstyr (f.eks. toaletter og badekar) og kombinasjoner av dette. Ifølge en utførelsesform fremstilles LCM-materialet fra porselentoaletter. Fortrinnsvis har LCM-materialet opphav i et resirkulert produkt. Som et eksempel, dersom LCM-materialet fremstilles fra porselentoaletter, kan gamle toaletter bli samlet inn og så malt opp til den ønskede partikkelstørrelsen for bruk som LCM-materiale.
[0031] Ifølge en utførelsesform har LCM-materialet en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter (mm) til omtrent 25,4 mm. LCM-materialet kan også ha en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,1 mm til omtrent 22 mm, alternativt omtrent 0,7 mm til omtrent 13 mm. Ifølge en annen utførelsesform velges LCM-materialets mediane partikkelstørrelse slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,3 MPa (50 psi). LCM-materialets mediane partikkelstørrelse kan også velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,7 MPa (100 psi). LCM-materialets mediane partikkelstørrelse kan også velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk i området fra omtrent 0,2 til omtrent 0,7 MPa (fra omtrent 30 til omtrent 100 psi), alternativt omtrent 0,3 til omtrent 0,6 MPa (omtrent 50 til omtrent 80 psi). Ifølge en annen utførelsesform velges LCM-materialets mediane partikkelstørrelse slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk ved bunnhullstrykket i brønnen. Med forstavelsen "bunnhulls" menes her det partiet av brønnen som skal behandles.
[0032] Ifølge en utførelsesform forefinnes LCM-materialet i en konsentrasjon på minst 0,1 % vekt ved volum (% vekt/volum) av behandlingsfluidet. LCM-materialet kan forefinnes i en konsentrasjon i området fra omtrent 0,1 % vekt ved volum til omtrent 30 % vekt ved volum, alternativt omtrent 2 % vekt ved volum til omtrent 25 % vekt ved volum, alternativt omtrent 3,5 % vekt ved volum til omtrent 19 % vekt ved volum av behandlingsfluidet. Ifølge en annen utførelsesform velges konsentrasjonen av LCM-materialet slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,2 MPa (30 psi). Konsentrasjonen av LCM-materialet kan også velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,7 MPa (100 psi). Konsentrasjonen av LCM-materialet kan også velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk i området fra omtrent 0,2 til omtrent 0,7 MPa (omtrent 30 til omtrent 100 psi), alternativt omtrent 0,3 til omtrent 0,6 MPa
(omtrent 50 til omtrent 80 psi). Ifølge en annen utførelsesform velges konsentrasjonen av LCM-materialet slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk ved bunnhullstrykket i brønnen.
[0033] LCM-materialet kan ha en spesifikk tyngde i området fra omtrent 1 til omtrent 4, alternativt fra omtrent 2 til omtrent 3. Fortrinnsvis har LCM-materialet en spesifikk tyngde i området fra omtrent 1,5 til omtrent 2,5.
[0034] Behandlingsfluidet kan ha et forseglingstrykk på minst 0,3 MPa (50 psi), alternativt minst 0,6 MPa (80 psi), alternativt minst 0,7 MPa (100 psi). Fortrinnsvis har behandlingsfluidet et forseglingstrykk ved bunnhullstrykket i brønnen. Behandlingsfluidet kan ha en forseglingstid på mindre enn 10 minutter (min.), alternativt mindre enn 5 min., alternativt mindre enn 3 min. Behandlingsfluidet kan være et hvilket som helst fluid som har en væskeformig kontinuerlig fase. Behandlingsfluidet kan være et hvilket som helst kolloidatt fluid hvor sirkulasjonstap fra en brønn inn i en undergrunnsformasjon vil kunne forekomme. Eksempler på behandlingsfluid inkluderer, men er ikke begrenset til et borefluid og en sementsammensetning.
[0035] Fremgangsmåteutførelsene inkluderer det trinn å tilføre behandlingsfluidet inn i hvert fall en andel av brønnen. Tilføringstrinnet er for minst ett av følgende formål: boreoperasjoner; brønnkomplettering; skumsementering; primære eller sekundære sementeringsoperasjoner; brønnplugging; skvissementering; og gruspakking. Dersom behandlingsfluidet er en sementsammensetning, kan sementsammensetningen være i en pumpbar tilstand før og under tilførsel i brønnen. I én utførelsesform trenger brønnen inn i en undergrunnsformasjon. Brønnen kan være, uten begrensning, en olje-, gass-, vann- eller injeksjonsbrønn. Ifølge en annen utførelsesform inkluderer brønnen et ringrom. ifølge denne andre utførelsesformen inkluderer tilføringstrinnet å tilføre sementsammensetningen inn i en andel av ringrommet.
[0036] Dersom behandlingsfluidet er en sementsammensetning, kan fremgangsmåteutførelsene videre inkludere det trinn å la
sementsammensetningen sette seg. Settetrinnet kan finne sted etter trinnet med å tilføre behandlingsfluidet inn i brønnen. Fremgangsmåteutførelsene kan også inkludere de ytterligere trinn å perforere, frakturers eller utføre en syrebehandling, etter settetrinnet.
[0037] Brønnen kan ha en bunnhullstemperatur i området fra omtrent 1,7°C til omtrent 426.7X (fra omtrent 35°F til omtrent 800°F).
[0038] Dersom behandlingsfluidet er en sementsammensetning, kan behandlingsfluidet videre inkludere sement. Sementen kan være klasse A-sement, klasse C-sement, klasse G-sement, klasse H-sement, fiygeaske, slagg, vulkansk aske eller en hvilken som helst kombinasjon av dette. Fortrinnsvis er sementen klasse G-sement eller klasse H-sement.
[0039] Behandlingsfluidet kan videre inkludere et tilsatsstoff. Eksempler på tilsatsstoff inkluderer, men er ikke begrenset til, et fyllstoff, et fluidtap-tilsatsstoff, en herderetardator, en friksjonsreduserer, et styrkereduserende tilsatsstoff, et antiskummiddel, et tilsatsstoff med høy densitet, en herdeakselerator, et tilsatsstoff som forbedrer mekaniske egenskaper, et tapt sirkulasjonsmateriale, et filtrasjonsstyrende tiisatsstoff, et tiksotropisk tilsatsstoff, en nanopartikkei og kombinasjoner av dette.
[0040] Behandlingsfluidet kan inkludere et fyllstoff. Passende eksempler på fyllstoffer inkluderer, men er ikke begrenset til fiygeaske, sand, leire og glassert leire. Fortrinnsvis forefinnes fyllstoffet i en konsentrasjon i området fra omtrent 5 vekt% til omtrent 50 vekt% (bwc) av sementen.
[0041] Behandlingsfluidet kan inkludere et fluidtap-tilsatsstoff. Eksempler på passende kommersielt tilgjengelige fluidtap-tilsatsstoffer inkluderer, men er ikke begrenset til HALADO-23, HALAD®-344, HALADO-413 og HALAD®-300, som markedsføres av Halliburton Energy Services, Inc. Fortrinnsvis forefinnes fluidtap-tilsatsstoffet i en konsentrasjon i området fra omtrent 0,05 vekt% til omtrent 10 vekt%.
[0042] Behandlingsfluidet kan inkludere en herderetardator Eksempler på passende kommersielt tilgjengelige herderetardatorer inkluderer, men er ikke begrenset til HRGM, HR©-5, HR<§>-6, HR®-12, HRO-20, HR®-25, SCR-100™ og SCR-500™, som markedsføres av Halliburton Energy Services, Inc. Fortrinnsvis forefinnes herderetardatoren i en konsentrasjon i området fra omtrent 0,05 vekt% til omtrent 10vekt%.
[0043] Behandlingsfluidet kan inkludere en friksjonsreduserer. Eksempler på passende kommersielt tilgjengelige friksjonsreduserere inkluderer, men er ikke begrenset til CFR-2™, CFR-3™, CFR-5LE™, CFR-6™ og CFR-8™, som markedsføres av Halliburton Energi Services, Inc. Fortrinnsvis forefinnes friksjonsredusereren i en konsentrasjon i området fra omtrent 0,1 vekt% til omtrent 10 vekt%.
[0044] Behandlingsfluidet kan inkludere et styrkereduserende tilsatsstoff. Eksempler på passende kommersielt tilgjengelige styrkereduserende tilsatsstoffer inkluderer, men er ikke begrenset til SSA-1 ™ og SSA-2™, som markedsføres av Halliburton Energi Services, Inc. Fortrinnsvis forefinnes det styrkereduserende
tilsatsstoffet i en konsentrasjon i området fra omtrent 5 vekt% til omtrent 50 vekt%.
[0045] Andre eksempler på kommersielt tilgjengelige tilsatsstoffer inkluderer, men er ikke begrenset til High Dense® nr. 3, High Dense® nr. 4, Barite™, Micromax™, Silicalite™, WellLife® 665, WeliLife® 809, WellLife® 810 og Channel Seal™ Fluid, som markedsføres av Halliburton Energi Services, Inc.
[0046] I én utførelsesform har behandlingsfluidet en densitet på minst 1,2 kilogram per liter (kg/l) (10 pund per gallon (ppg)). I en annen utførelsesform har behandlingsfluidet en densitet på minst 1,7 kg/l (14 ppg). I en annen utførelsesform har behandlingsfluidet en densitet i i området fra omtrent 1,7 til omtrent 2,4 kg/l (omtrent 14 til omtrent 20 ppg).
Eksempler
[0047] For å lette en bedre forståelse av de foretrukne utførelsesformene vil i det følgende utvalgte eksempler på aspekter ved de foretrukne utførelsesformene bli gitt. Eksemplene som følger er ikke de eneste eksemplene som kunne vært gitt i samsvar med de foretrukne utførelsesformene, og er ikke ment å begrense oppfinnelsens ramme.
[0048] For dataene inneholdt i tabellene nedenfor kan konsentrasjonen av en hvilken som helst ingrediens i en sementsammensetning være uttrykt som pund per sekk sement (forkortet som "lb/sk") eller vektprosent av sementen (forkortet som<n>vekt%").
[0049] Sementsammensetntngene ble blandet og testet i samsvar med prosedyren for den spesifikke testen som beskrevet i den detaljerte beskrivelsen over.
[0050] Tabell 1 inneholder data fra strømningssløyfetesting med forskjellige slisstørrelser for 11 forskjellige sementsammensetning-behandlingsfluider med en densitet på 1,97 kg/L (16,4 pund per gallon). Hver av sementsammensetningene inneholdt avionisert vann i en konsentrasjon på 38 vekt% og Texas Lehigh klasse H-sement. Sementsammensetningene inneholdt et tapt sirkulasjonsmateriale av gilsonitt, ryolitt, PHENOSEAL™, eller porselentoaletter. Toalettene ble malt opp og hadde en spesifikk tyngde på 2,53. Toalettene ble siktet gjennom sikter med forskjellige maskestørrelser og hadde følgende partikkelstørrelsesfordeling: #10 mesh-sikt, 3,88%, #20 mesh-sikt, 32,32%, #40 mesh-sikt, 25,5%, #140 mesh-sikt, 31,9%, og under #140 mesh-sikt, 6,4%. Som kan sees i tabell 1 skapte ikke sementsammensetningene inneholdende gilsonitt ikke en forsegling i løpet av i hvert fall de første 3 minuttene slemmingen strømmet gjennom sløyfen. Forseglingstiden virker å henge sammen med konsentrasjonen av porselentoalett-basert LCM-materiale og slisstørreisen. Ved en sammenliking for eksempel av sammensetningene #8 og #9, for en gitt sltsstørrelse på 5 mm, skapte ikke sammensetning #9 med en konsentrasjon på 3 lb/sk noen forsegling. Derimot skapte sammensetning #8 med en konsentrasjon på 6 ib/sk en forsegling og hadde et forseglingstrykk på 0,1379 MPa (20 psi). Dette tyder på at konsentrasjonen kan varieres avhengig av den forventede åpningen i brønnhullsveggen. Som også kan sees hadde et LCM-materiale av porselentoaletter en sammenliknbar eller kortere forseglingstid sammenliknet med andre LCM-materialer, så som gilsonitt, ryolitt og PHENOSEAL™. Dette tyder på at resirkulerte keramiske materialer kan bli anvendt som virkningsfullt tapt sirkulasjonsmateriale, samtidig som det er billigere enn andre LCM-materialer.
[0051] Foreliggende oppfinnelse er derfor velegnet til å oppnå de angitte mål og fordeler samt de som følger naturlig med disse. De konkrete utførelsesformene vist over er kun illustrerende ettersom foreliggende oppfinnelse kan modifiseres og praktiseres på forskjellige, men ekvivalente måter som vil sees av fagmannen på bakgrunn av idéene her. Videre er ingen begrensninger ment i oppbygnings- eller utførelsesmessige detaljer vist her, annet enn som beskrevet i kravene nedenfor. Det er derfor åpenbart at de konkrete, illustrerende utførelsesformene vist over kan endres eller modifiseres, og alle slike variasjoner anses innenfor rammen og idéen til foreliggende oppfinnelse. Selv om sammensetninger og fremgangsmåter er beskrevet å "omfatte", "inneholde", "innbefatte" eller "inkludere" forskjellige komponenter eller trinn, kan sammensetningene og fremgangsmåtene også "bestå hovedsakelig av" eller "bestå av" de forskjellige komponentene og trinnene. Når et numerisk variasjonsområde med en nedre grense og en øvre grense er angitt, er alle tall og alle inkluderte variasjonsområder som faller innenfor variasjonsområdet spesifikt angitt. Spesielt skal alle variasjonsområder av verdier (på formen "fra omtrent a til omtrent b" eiter, ekvivalent, "fra omtrent a til b" eller, ekvivalent, "fra cirka a til b") omtalt her forstås å angi alle tall og variasjonsområder inneholdt innenfor det bredere variasjonsområdet av verdier. Videre skal ord og betegnelser i kravene ha sin åpenbare, ordinære betydning dersom ikke annet er eksplisitt og klart definert av patentsøkeren. Videre skal her ubestemte entailsformer, som de anvendes i kravene, forstås å bety ett elter flere enn ett av elementet de introduserer. Ved eventuelle konflikter mellom bruken av et ord elter en betegnelse i denne spesifikasjonen og i ett eller flere patentskrifter eller andre dokumenter som er inntatt her som referanse, skal definisjonene som er forenlige med denne spesifikasjonen gjelde.
Claims (20)
1. Fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonstap fra en brønn, omfattende å: tilføre et behandlingsfluid inn i hvert fall en andel av brønnen, hvor behandlingsfluidet omfatter: et tapt sirkulasjonsmateriale,
hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter en keram, og
hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter til omtrent 25,4 millimeter.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor keramen er porselen eller glass.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet fremstilles fra teglstein, piper, rør, gulv- og takfliser, stråleelementer fra gasskaminer, digeler for fremstilling av stål og glass, servise, veggfliser, steintøyprodukter, sanitærutstyr og kombinasjoner av dette.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor sanitærutstyret er et toalett eller et badekar.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet fremstilles fra et resirkulert produkt.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,7 millimeter til omtrent 13 millimeter.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet forefinnes i en konsentrasjon på minst 0,1 % vekt ved volum av behandlingsfluidet.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet forefinnes i en konsentrasjon i området fra omtrent 3,5 % vekt ved volum til omtrent 19 vektvolum% av behandlingsfluidet.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor behandlingsfluidet har en forseglingstid på mindre enn 5 minutter.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor behandlingsfluidet er et borefluid.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor behandlingsfluidet er en sementsammensetning.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,1379 MPa (20 psi).
13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,6895 MPa (100 psi).
14. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en spesifikk tyngde i området fra omtrent 1 til omtrent 4.
15. Fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonstap fra en brønn, omfattende å: tilføre et behandlingsfluid inn i hvert fall en andel av brønnen, hvor behandlingsfluidet omfatter: et tapt sirkulasjonsmateriale,
hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter en keram, og
den mediane partikkelstørrelsen til og konsentrasjonen av tapt sirkulasjonsmaterialet velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,3 MPa (50 psi).
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvor den mediane partikkelstørrelsen til og konsentrasjonen av tapt sirkulasjonsmaterialet velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,7 MPa (100 psi).
17. Fremgangsmåte ifølge krav 15, den mediane partikkelstørrelsen til og konsentrasjonen av tapt sirkulasjonsmaterialet velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk i området fra omtrent 0,3 til omtrent 0,7 MPa (omtrent 50 til omtrent 100 psi).
18. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvor den mediane partikkelstørrelsen til tapt sirkulasjonsmaterialet velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk ved bunnhullstrykket i brønnen.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvor konsentrasjonen av tapt sirkulasjonsmaterialet velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk ved bunnhullstrykket i brønnen.
20. Sammensetning, omfattende: et behandlingsfluid omfattende et tapt sirkulasjonsmateriale,
hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter en keram, og
hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter til omtrent 25,4 millimeter.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/267,944 US8726990B2 (en) | 2011-10-07 | 2011-10-07 | Lost-circulation material made from a recycled ceramic |
| PCT/US2012/058159 WO2013052387A1 (en) | 2011-10-07 | 2012-09-29 | A method of eliminating or reducing lost circulation from a well, and a composition for eliminating or reducing lost circulation from a well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20140208A1 true NO20140208A1 (no) | 2014-05-06 |
Family
ID=48041331
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20140208A NO20140208A1 (no) | 2011-10-07 | 2014-02-18 | Fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonssvikt fra en brønn, og en sammensetning for å eliminere eller redusere sirkulasjonssvikt fra en brønn |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8726990B2 (no) |
| AU (1) | AU2012318866B2 (no) |
| BR (1) | BR112014008283A2 (no) |
| CA (1) | CA2845389C (no) |
| MX (1) | MX338292B (no) |
| NO (1) | NO20140208A1 (no) |
| WO (1) | WO2013052387A1 (no) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9038718B1 (en) * | 2011-10-05 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method for lost circulation reduction in drilling operations |
| WO2015168690A1 (en) * | 2014-05-02 | 2015-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Use of ultra lightweight particulates in multi-path gravel packing operations |
| GB2565976B (en) * | 2016-07-07 | 2022-02-16 | Halliburton Energy Services Inc | Treatment fluids comprising recycled drilling cuttings and methods of use |
| US20200131420A1 (en) * | 2017-03-17 | 2020-04-30 | Bastlab, Llc | Method and composition of matter for reducing lost circulation |
| US10494884B2 (en) | 2017-07-14 | 2019-12-03 | Saudi Arabian Oil Company | Used automobile tires as loss circulation material |
| US11371301B2 (en) | 2019-02-05 | 2022-06-28 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation shape deployment |
| US11078748B2 (en) | 2019-02-05 | 2021-08-03 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation shapes |
| US11136487B2 (en) * | 2020-02-25 | 2021-10-05 | Saudi Arabian Oil Company | Date seed-based chips lost circulation material |
| US11041347B1 (en) | 2020-04-07 | 2021-06-22 | Saudi Arabian Oil Company | Composition and method of manufacturing of whole and ground date palm seed lost circulation material (LCM) |
| US11352545B2 (en) | 2020-08-12 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation material for reservoir section |
| US11884873B2 (en) * | 2021-10-25 | 2024-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mixture for pre-cementing operation in wellbore |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3042608A (en) | 1961-04-17 | 1962-07-03 | George R Morris | Additive for a well servicing composition |
| US6508306B1 (en) | 2001-11-15 | 2003-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for solving lost circulation problems |
| US7066285B2 (en) | 2002-01-16 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for preventing or treating lost circulation |
| US6861392B2 (en) | 2002-03-26 | 2005-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for restoring lost circulation |
| US7055603B2 (en) | 2003-09-24 | 2006-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising strength-enhancing lost circulation materials and methods of cementing in subterranean formations |
| US7086466B2 (en) | 2004-02-10 | 2006-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of substantially hydrated cement particulates in drilling and subterranean applications |
| US6902002B1 (en) | 2004-03-17 | 2005-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising improved lost circulation materials and methods of use in subterranean formations |
| US20060157244A1 (en) * | 2004-07-02 | 2006-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising melt-processed inorganic fibers and methods of using such compositions |
| US7560419B2 (en) | 2004-11-03 | 2009-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and biodegradable super absorbent composition for preventing or treating lost circulation |
| US7284611B2 (en) | 2004-11-05 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling lost circulation in subterranean operations |
| US7776797B2 (en) | 2006-01-23 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions |
| US20080196628A1 (en) | 2007-02-20 | 2008-08-21 | Ashok Santra | Cement Compositions Comprising Rock-Forming Minerals and Associated Methods |
| CA2693431C (en) * | 2007-07-06 | 2012-04-03 | Terry W. Hoskins | Drilling fluid additive for reducing lost circulation in a drilling operation |
| US7612021B2 (en) | 2007-08-24 | 2009-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions utilizing lost-circulation materials comprising composite particulates |
| CA2743504C (en) * | 2008-11-19 | 2013-12-24 | M-I L.L.C. | Methods for minimizing fluid loss to and determining the locations of lost circulation zones |
| EP2196516A1 (en) * | 2008-12-11 | 2010-06-16 | Services Pétroliers Schlumberger | Lost circulation material for drilling fluids |
| US9109992B2 (en) * | 2011-06-10 | 2015-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for strengthening a wellbore of a well |
-
2011
- 2011-10-07 US US13/267,944 patent/US8726990B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2012
- 2012-09-29 AU AU2012318866A patent/AU2012318866B2/en not_active Ceased
- 2012-09-29 CA CA2845389A patent/CA2845389C/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-09-29 BR BR112014008283A patent/BR112014008283A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-09-29 WO PCT/US2012/058159 patent/WO2013052387A1/en active Application Filing
- 2012-09-29 MX MX2014004123A patent/MX338292B/es active IP Right Grant
-
2014
- 2014-02-18 NO NO20140208A patent/NO20140208A1/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2013052387A1 (en) | 2013-04-11 |
| BR112014008283A2 (pt) | 2017-04-18 |
| US8726990B2 (en) | 2014-05-20 |
| AU2012318866B2 (en) | 2014-07-10 |
| CA2845389A1 (en) | 2013-04-11 |
| CA2845389C (en) | 2015-05-05 |
| MX2014004123A (es) | 2014-05-21 |
| MX338292B (es) | 2016-04-07 |
| AU2012318866A1 (en) | 2014-03-06 |
| US20130087331A1 (en) | 2013-04-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20140208A1 (no) | Fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonssvikt fra en brønn, og en sammensetning for å eliminere eller redusere sirkulasjonssvikt fra en brønn | |
| US10494897B2 (en) | Crack-resistant cement composition | |
| US11136489B2 (en) | Lime-based cement composition | |
| CA2960845C (en) | Acid-soluble cement composition | |
| US9670762B2 (en) | Fracturing tight subterranean formations with a cement composition | |
| GB2540096B (en) | Liquid concentrate of a strength retrogression additive | |
| US10196553B2 (en) | Aqueous suspensions of silica additives | |
| NO20140207A1 (no) | Tapt sirkulasjonsmaterial fremstilt fra resirkulert material inneholdene asfalt | |
| US7673687B2 (en) | Cement compositions comprising crystalline organic materials and methods of using same | |
| CA2877689C (en) | An invert emulsion transition fluid containing calcium aluminate cement |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |