NO301437B1 - Fremgangsmåte til å forhindre potensiell ödeleggelse av underjordiske formasjoner - Google Patents
Fremgangsmåte til å forhindre potensiell ödeleggelse av underjordiske formasjoner Download PDFInfo
- Publication number
- NO301437B1 NO301437B1 NO910039A NO910039A NO301437B1 NO 301437 B1 NO301437 B1 NO 301437B1 NO 910039 A NO910039 A NO 910039A NO 910039 A NO910039 A NO 910039A NO 301437 B1 NO301437 B1 NO 301437B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- salt
- salt solution
- solution
- calcium
- acid
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 27
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims description 27
- 230000006378 damage Effects 0.000 title claims description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 11
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 48
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 8
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 8
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 claims description 5
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 claims description 4
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000001639 calcium acetate Substances 0.000 claims description 2
- VSGNNIFQASZAOI-UHFFFAOYSA-L calcium acetate Chemical compound [Ca+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O VSGNNIFQASZAOI-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229960005147 calcium acetate Drugs 0.000 claims description 2
- 235000011092 calcium acetate Nutrition 0.000 claims description 2
- 229940069078 citric acid / sodium citrate Drugs 0.000 claims description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 21
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 10
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 10
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 9
- 229960000583 acetic acid Drugs 0.000 description 8
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 8
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 5
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 4
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FMRLDPWIRHBCCC-UHFFFAOYSA-L Zinc carbonate Chemical class [Zn+2].[O-]C([O-])=O FMRLDPWIRHBCCC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000004416 zinc carbonate Nutrition 0.000 description 2
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000012362 glacial acetic acid Substances 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000012088 reference solution Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000011550 stock solution Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000007306 turnover Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/601—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation using spacer compositions
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/925—Completion or workover fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Description
Område for oppfinnelsen
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte til å forhindre potensiell ødeleggelse av underjordiske formasjoner ved anvendelse av klare fullføringsfluider.
Beskrivelse av tidligere teknologi
Vandige løsninger av alkali- og jordalkalimetaller og blandinger derav blir anvendt som bore-, fullførings-, pak-nings- og perforeringsmedier i olje- og gassbrønner. Oppkomsten i senere år av de såkalte faststoff-frie saltløs-ninger har i høy grad forbedret fullførings- og overhalings-aktivitetene ved å eliminere tidligere eksisterende problemer i forbindelse med formasjonsplugging og f aststof f avsetning ved anvendelse av vannbaserte og oljebaserte borefluider. Klare saltløsninger betraktes vanligvis som nyttige fluider for be-tjening av brønner eller fullføring av olje- og gassbrønner fordi de er 1) fri for faste stoffer, 2) inhiberer svelling og oppslemming av leire i porøse medier og 3) forandrer ikke fuk-tbarheten av underjordiske formasjoner. Til tross for disse positive egenskaper er det blitt vist at klare saltløsninger med høy tetthet kan forårsake ødeleggelse av underjordiske formasjoner.
Muligheten for og graden av formasjonsødeleggelse av-henger av fire faktorer. De fire faktorer er 1) saltløsning-enes kjemiske karakter og tetthet, 2) den fysiske og kjemiske karakter av leire som legger seg i porene, 3) det gjennomsnit-tlige formasjonsporetrykket og 4) forlikeligheten av fluider som er tilstede i formasjonen med fullføringssaltløsningen.
Avhengig av deres kjemiske sammensetning vil klare saltløsninger med høy tetthet påvirke underjordiske formasjoner som inneholder karbondioksyd. Dersom saltløsningen inneholder kalsium, vil reaksjonen resultere i karbonatutfelling, som kan blokkere porene i den underjordiske formasjon. Opp til i dag har den eneste løsning mot dannelse av kalsiumut-fellinger vært å unngå anvendelse av kalsiumløsninger når karbondioksyd er tilstede.
Corley et al. har angrepet problemet med ødeleggelse på grunn av klare saltløsninger i "Clear Fluids: They're Not Always Non-Damaging", World Oil, november 1984, s. 66-69. For å minimalisere ødeleggelsene i formasjonen antyder artikkelen anvendelse av et polymer-karbonatfluid fylt med faste stoffer.
Morgenthaler bemerker i "Formation Damage Tests of High-Density Brine Completion Fluids", Society of Petroleum Engineers Production Engineering, november 1986, s. 432-36 at ødeleggelse av formasjonen forekommer ved anvendelse av salt-løsninger som har en tetthet på 1,60-1,80 kg/liter. Ifølge Morgenthaler vil høyt konsentrerte saltløsninger som inneholder kalsiumbromid eller kalsiumklorid forårsake ødeleggelse som han postulerer må skyldes utfelling av et syreløse-lig kalsiumsalt. Forfatteren anbefaler anvendelse av sinkbromid for å forhindre forringelse av formasjonen.
Kalsiumfrie systemer, såsom løsninger av natriumbrom-id, natriumklorid og sinkbromid er blitt anvendt for å unngå ødeleggelse av underjordiske formasjoner. Selv om sinkkar-bonater også er uløselige, vil det vanligvis ikke dannes sink-karbonater. Den viktigste ulempe med disse systemer er enten den manglende evne til å oppnå den ønskede fluidtetthet, eller den ufordelaktige økonomi som henger sammen med disse spesie-lle fluider.
Et hovedformål ifølge den foreliggende oppfinnelse er derfor å utforme en fremgangsmåte til å forhindre underjordisk ødeleggelse ved anvendelse av klare saltløsninger med høy tetthet for olje- og gassbrønnformål.
Et annet formål ifølge denne oppfinnelse er å inhibere innvirkningen av klare saltløsninger med høy tetthet på den underjordiske formasjonens matriks for å forhindre ødeleggelse av formasjonen.
Ytterligere et formål ifølge oppfinnelsen er å forhindre dannelsen av utfellinger på grunn av omsetningen mellom de klare saltløsninger med høy tetthet og substanser som fin-nes i den underjordiske formasjon.
Sammendrag av oppfinnelsen
De foregående og andre formål, fordeler og trekk ifølge oppfinnelsen kan oppnås ved en fremgangsmåte til å forhindre potensiell ødeleggelse av underjordiske formasjoner forårsaket av kalsiumbaserte fullførings- og brønnbe-tjeningssaltløsninger, og fremgangsmåten er særpreget ved tilsetning av en syrebufferblanding omfattende en svak syre og dens konjugerte metallsalt til nevnte fullførings- og brønn-nbetjeningssaltløsning for å holde pH-verdien for nevnte salt-løsning mellom 3,5 og 5,5.
Beskrivelse av tegningene
På tegningene viser fig. 1 forholdet mellom returpermeabilitet og volumet av den referansesaltløsning som in-jiseres for å fortrenge tung saltløsning, fig. 2 viser karak-teren av returpermeabiliteten for to kjerneplugger som anvendes til å oppnå data i eksempel II, fig. 3 viser forholdet mellom returpermeabilitet og fortrengningsvolumet av en kjerne som anvendes i eksempel 2, fig. 4-7 viser polariseringsmotstandskurver for de forskjellige eksperimenter.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte til for-hindring av ødeleggelse av underjordiske formasjoner når det innføres kalsiumbaserte saltløsninger i underjordiske formasjoner som inneholder karbondioksyd og andre skadelige inte-raktive midler som kan resultere i utfelling og blokkering av porene i formasjonen. Metoden omfatter tilsetning til saltløs-ningen av en sur bufferblanding, og bibehold av blandingens pH mellom 3,5 og 5,5.
Den sure bufferblanding omfatter en svak syre og dens konjugerte metallsalt. Mulige bufferblandinger omfatter eddiksyre med dens komplementærsalt, et løselig metallacetat. Foretrukne syrer og metallsalter omfatter eddiksyre/natriumacetat, eddiksyre/kalsiumacetat og sitronsyre/natriumsitrat. Andre bufferblandinger kan anvendes, dersom det bare dannes en sann løsning og den resulterende pH ligger i området 4-5.
Mengden av bufferblanding som kreves for å oppnå den ønskede pH vil ligge i området fra ca. 1 til ca. 10 liter buffer løsning pr. 4200 liter saltløsning. Den virkelige buffermengde som er nødvendig, er avhengig av flere faktorer omfattende bufferens og saltløsningens sammensetning. Den typiske buffermengde ligger imidlertid i området fra ca. 4 til ca. 6 liter pr. 4200 liter saltløsning.
De følgende eksempler er gitt med det formål å illustrere de foretrukne utførelser ifølge den foreliggende oppfinnelse, og har ikke til hensikt å være begrensninger av den beskrevne oppfinnelse.
Eksempel 1
For å vise virkningen av en buffer med lav pH til å redusere ødeleggelsen av underjordiske formasjoner på grunn av saltløsninger med høy tetthet, ble det utført strømningsforsøk i Berea-kjerner, naturlig forekommende sandsten anvendt for standardstudier av permeabilitet, og i 1200 millidarcy (md) sandpakninger.
Berea-kjerner anvendt i disse forsøk hadde en lengde på 7,5 cm og en luftpermeabilitet på 100 md. Det gjennomsnitt-lige porevolum av disse kjerner var ca. 9 cm<3>. Disse kjerner inneholdt overhodet ikke ekspanderbar leire.
Sandpakningen anvendt i disse prøver, inneholdt 100-200 mesh Ottawa-sand. Sandpakningen ble fremstilt ved standard våtpakningsteknikk.
Hydratiserte kalsium- og sinkholdige fluider av kommersiell kvalitet og med tettheter på 1,70 kg/l (14,2 pund pr. gallon (ppg)) og 2,3 kg/l (19,2 ppg) ble anvendt i strømnings-testene. En 4% referansesaltløsning ble fremstilt ut ifra natriumklorid av reagenskvalitet. Alle fremstilte fluider ble deretter filtrert gjennom 0,45 um-membranfilterpapir.
Strømningstestene ble utført gjennom de fremstilte kjerner som ble plassert i en Hassler Core Holder ved 150°C. En pumpe med positiv fortrengning ble anvendt til å injisere fluidet ved konstant hastighet. Nitrogen ble anvendt som med-ium for fluidet for å sikre at fluidet ble injisert ved konstant trykk. Kjernene ble avgrenset ved 6,89 MPa (1000 pund pr. kvadrattomme, psi) med et tilbaketrykk på 1,38 MPa (200 psi).
Kjernene ble først behandlet ved metning med refer-ansesaltløsningen (4% natriumkloridløsning), i en høyvakuum eksikator i mer enn 72 timer. Deretter ble kjernene montert i Hassler Core Holder'en. Kjernen initialpermeabilitet ble målt ved å injisere referanseløsningen ved konstant hastighet på 20 cm3 pr. time i mer enn 12 timer. En stabilisert trykkdifferanse ble registrert i minst seks (6) timer. Saltløsning med høy tetthet ble deretter injisert ved svært lav hastighet, ca. 5-
10 cm<3>pr. time ved konstant trykk i minst 24 timer. Referan-sesaltløsningen ble deretter reinjisert ved konstant hastighet på 20 cm3, inntil stabilisert permeabilitet var etablert. Forholdet mellom endelig og initialpermeabilitet ble beregnet, og resultatene er gitt i tabell 1.
Fig. 1 viser forholdet mellom returpermeabilitet og det volum av referansesaltløsning som ble injisert for å fortrenge saltløsningen med høy tetthet. Dette tall viser at i alle tilfelle ble det oppnådd maksimum returpermeabilitet etter injeksjon av 5 porevolumer.
Data i tabell 1 og fig. 1 viser at det maksimale per-meabilitetstapet er ca. 10%. Dette permeabilitetstap skyldes muligens enten bevegelsen av leirepartikler eller avsetning av fine partikler i porene, som kan dannes ved saltløsningens påvirkning av kjernematriks under saltløsningens strømning gjennom kjernen.
De data som er fremskaffet ved hjelp av strømnings-eksperimentene gjennom sandpakningene, indikerer at det ikke er noen reduksjon av permeabiliteten i ukonsoliderte sandpakninger med 1200 md.
Dessuten viser testresultatene at det ikke er noe permeabilitetstap selv etter at strømningen av saltløsningene foregår i 24 timer ved 66°C, dersom saltløsningens pH blir nedsatt med iseddiksyre eller med 8 vekt% sinkbromidsalt. Det bør bemerkes at pH i avløpet blir øket i tester hvor saltløs-ningens pH blir justert med ubuffret syre, men at den ikke øker når det er blitt tilsatt sinkbromid. Denne virkningen skyldes den naturlige buffervirkningen og den store tilsatte mengde av sinkbromid sammenlignet med syren, som gir tilstrek-kelig buffervirkning til å forhindre en økning av pH. Testresultatene viser at en eventuell gjensidig påvirkning mellom saltløsning og matriks blir forhindret, så lenge som pH for saltløsningen i porene blir holdt mellom 3,5 og 5,5.
Det kan sluttes av dette eksempel at formasjonsødeleggelse kan unngås ved å holde pH for høytetthetssaltløsnin-gene på ca. 4. Dette kan lett oppnås med en sur bufferløsning. Den foretrukne sure bufferløsning er en eddiksyrebuffer. I den mest foretrukne form omfatter bufferen en blanding med samme molaritet av eddiksyre og natriumacetat.
Eksempel 2
Strømningstester ble gjennomført ved anvendelse av tre én-toms kjerneplugger, skaffet fra en brønn i Jolliet-fel-tet, Offshore, Louisiana.
Høytetthetssaltløsninger av kommersiell kvalitet ble anvendt i strømningstestene. En referansesaltløsning omfattende 4 vekt% (4%) natriumklorid ble fremstilt ut ifra natriumklorid av reagenskvalitet. Både saltløsningene med høy tetthet og referansesaltløsningen ble filtrert gjennom et 0,45 um filterpapir.
Strømningstestene ble utført i kjerner som først var blitt mettet med referansesaltløsning: (4% natriumkloridløs-ning). De mettede kjerner ble lagret i en høyvakuum eksikator i mer enn 72 timer. Kjernene ble deretter plassert i en Hassler Core Holder ved 150°C. For å fjerne spor av slam og olje fra pluggene ble det først injisert 50 cm<3>av en 4%-ig saltløs-ning og deretter 20 cm<3>glykoleter. Kjernens initialpermeabilitet ble målt ved å injisere referansesaltløsningen ved en konstant hastighet på 20 cm<3>/time i mer enn 12 timer. En stabilisert trykkforskjell ble registrert i minst seks timer. Høytet-thetssaltløsning ble deretter injisert med svært lave has-tigheter for å sikre konstant strømningshastighet i området 5-10 cm<3>/time ved konstant trykk i minimum 14 timer. Referan-sesaltløsningen ble reinjisert ved konstant hastighet på 20 cm<3>/time inntil stabilisert permeabilitet var etablert. Forholdet mellom kjernens sluttpermeabilitet og initialpermeabilitet ble beregnet, og resultatene er gitt i tabell 2.
Sammenhengen mellom returpermeabilitetsforholdet og fortrengningsvolumet er illustrert i fig. 2. Ut ifra figuren er det åpenbart at ved alle typer saltløsninger kommer den maksimale permeabilitet tilbake etter injeksjon av ca. 40cm<3>referansesaltløsning. Data i tabell 2 indikerer at ca. 20% permeabilitet er det maksimale tap. Disse data viser også at ufordelaktig saltløsning-matrikspåvirkning kan bekjempes ved anvendelse av saltløsning som er buffret til en pH på ca. 4.
Korros i onstester
For å undersøke om pH-senkningen for en saltløsning med en syre ville øke saltløsningens korrosivitet ble det gjennomført to forsøksserier. Det ble gjennomført korrosjons-hastighetstester av vekttapet sammen med elektrokjemiske polariseringseksperimenter. K-55 rørstål ble plassert i én uke i en kalsiumbromidsaltløsning buffret til pH 4 ved 65,6°C. Det ble fremstilt en stamløsning med 1,70 kg/l kalsiumbromid buffret med eddiksyre/natriumacetat og en lignende løsning med en korrosjonsinhibitor, såsom et filmdannende amin eller et salt som inneholder uorganisk svovel eller et merkaptan, og disse ble plassert i en korrosjonscelle sammen med det metall som skulle testes. Resultatet av disse eksperimenter er oppført i tabell 3. Disse resultater indikerer at det eksisterer få, om overhodet noen, korrosjonsrelaterte problemer i uinhiberte og inhiberte saltløsninger.
Polariseringsmotstandskurver ble oppnådd ut ifra eksperimenter med et stamsaltløsning/K-55-system og en buffret/- inhibert saltløsning hvori systemets pH var sur. Hverken salt-syre eller eddiksyre ble anvendt til å senke systemets pH-ver-di. Resultatet av disse elektrokjemiske eksperimenter viser akseptabelt jevne korrosjonshastigheter i uinhiberte saltløs-ninger inntil pH-verdien senkes lavere enn 2,0. Tettheten har ingen virkning på korrosjonshastigheten. Tilsetning av et in-hiberingsmiddel i systemet gir en senkning av metallets kor-rosjonshastighet. Elektrokjemiske potensialresultater er op-pført i tabell 4. Alle løsninger utformet med 1,70 kg/l er kalsiumbromidløsninger, mens løsningen betegnet med 1,58 kg/l er en kalsiumklorid/kalsiumbromidløsning. Polariseringsmotstandskurver som viser typiske resultater er vist i fig. 4-7.
Fra den foregående beskrivelse kan en fagmann på dette område lett fastslå de essensielle egenskaper ved denne oppfinnelse, og uten å avvike fra ånden og rammen for denne, kan han gjøre forskjellige forandringer og modifikasjoner av oppfinnelsen for å tilpasse den til forskjellige anvendelser og betingelser.
Claims (3)
1. Fremgangsmåte til å forhindre potensiell ødeleggelse av underjordiske formasjoner forårsaket av kalsiumbaserte ful-lførings- og brønnbetjeningssaltløsninger,karakterisert vedtilsetning av en syrebufferblanding omfattende en svak syre og dens konjugerte metallsalt til nevnte fullførings- og brønnbetjeningssaltløsning for å holde pH-verdien for nevnte saltløsning mellom 3,5 og 5,5.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat den svake syre og dens konjugerte metallsalt er valgt fra gruppen bestående av eddiksyre/natriumacetatblandinger, eddiksyre/kalsiumacetatblandin-ger og sitronsyre/natriumsitratblandinger.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat pH-verdien for nevnte saltløsning blir holdt mellom 4,0 og 5,0.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US07/348,042 US4938288A (en) | 1989-05-05 | 1989-05-05 | Non-damaging workover and completion fluid |
PCT/US1990/002435 WO1990013732A1 (en) | 1989-05-05 | 1990-05-01 | Non-damaging workover and completion fluid |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO910039L NO910039L (no) | 1991-01-04 |
NO910039D0 NO910039D0 (no) | 1991-01-04 |
NO301437B1 true NO301437B1 (no) | 1997-10-27 |
Family
ID=23366410
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO910039A NO301437B1 (no) | 1989-05-05 | 1991-01-04 | Fremgangsmåte til å forhindre potensiell ödeleggelse av underjordiske formasjoner |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4938288A (no) |
EP (1) | EP0427835B1 (no) |
AR (1) | AR246585A1 (no) |
AU (1) | AU617050B2 (no) |
CA (1) | CA2016110C (no) |
NO (1) | NO301437B1 (no) |
WO (1) | WO1990013732A1 (no) |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5556832A (en) * | 1992-09-21 | 1996-09-17 | Union Oil Company Of California | Solids-free, essentially all-oil wellbore fluid |
WO1994006883A1 (en) * | 1992-09-21 | 1994-03-31 | Union Oil Company Of California | Solids-free, essentially all-oil wellbore fluid |
US6138755A (en) * | 1998-05-19 | 2000-10-31 | Tetra Technologies, Inc. | Method for enhancing the compatibility of a zinc-brine completion fluid with a fracturing fluid |
US6939466B2 (en) * | 1998-08-17 | 2005-09-06 | Cuno Incorporated | Graded particle-size retention filter medium for fluid filtration unit with improved edge seal |
AU7148001A (en) * | 2000-06-30 | 2002-01-14 | Lifewaves International Inc | Systems and methods for assessing and modifying an individual's physiological condition |
GB2433163A (en) * | 2005-12-10 | 2007-06-13 | Sean Oliver Mulvenna | Water-safe pull-cord switch |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3122203A (en) * | 1959-07-23 | 1964-02-25 | Dow Chemical Co | Well washing process and composition |
US4083407A (en) * | 1977-02-07 | 1978-04-11 | The Dow Chemical Company | Spacer composition and method of use |
US4304677A (en) * | 1978-09-05 | 1981-12-08 | The Dow Chemical Company | Method of servicing wellbores |
US4292183A (en) * | 1978-12-13 | 1981-09-29 | Great Lakes Chemical Corporation | High-density fluid compositions |
US4784779A (en) * | 1986-09-30 | 1988-11-15 | Great Lakes Chemical Corp. | Corrosion inhibitors for clear, calcium-free high density fluids |
-
1989
- 1989-05-05 US US07/348,042 patent/US4938288A/en not_active Expired - Fee Related
-
1990
- 1990-04-30 AR AR90316746A patent/AR246585A1/es active
- 1990-05-01 WO PCT/US1990/002435 patent/WO1990013732A1/en active IP Right Grant
- 1990-05-01 AU AU55644/90A patent/AU617050B2/en not_active Ceased
- 1990-05-01 EP EP90907907A patent/EP0427835B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1990-05-04 CA CA002016110A patent/CA2016110C/en not_active Expired - Fee Related
-
1991
- 1991-01-04 NO NO910039A patent/NO301437B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO910039L (no) | 1991-01-04 |
CA2016110A1 (en) | 1990-11-05 |
US4938288A (en) | 1990-07-03 |
WO1990013732A1 (en) | 1990-11-15 |
CA2016110C (en) | 1994-12-06 |
NO910039D0 (no) | 1991-01-04 |
EP0427835B1 (en) | 1996-08-14 |
EP0427835A4 (en) | 1993-11-24 |
AU617050B2 (en) | 1991-11-14 |
AU5564490A (en) | 1990-11-29 |
AR246585A1 (es) | 1994-08-31 |
EP0427835A1 (en) | 1991-05-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA1130552A (en) | Bromides of zinc and calcium for well completion | |
US4046197A (en) | Well completion and workover method | |
US6364016B1 (en) | Methods of reducing the water permeability of subterranean formations | |
CA1262821A (en) | Process for oil recovery from subterranean reservoir rock formations | |
US9644129B2 (en) | High-pressure/high-temperature solids-free fluid system for drilling, completing and repairing petroleum and gas wells | |
CA2564566C (en) | Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations | |
Monger et al. | The Nature of CO2-Induced Organic Deposition. | |
US4784779A (en) | Corrosion inhibitors for clear, calcium-free high density fluids | |
US7825072B2 (en) | Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations | |
CA2314806A1 (en) | Divalent cation-containing well drilling and servicing fluid | |
BRPI0409257B1 (pt) | Métodos de usar um fluido de perfuração em uma formação subterrânea compreendendo xisto, método de aumentar a inibição de xisto de um fluido de perfuração a base de água, e, fluido de perfuração para uso na perfuração de um poço em uma formação subterrânea | |
US6148913A (en) | Oil and gas field chemicals | |
NO176056B (no) | Fremgangsmåte for stabilisering av leireholdig geologisk formasjon | |
US6422325B1 (en) | Method for reducing borehole erosion in shale formations | |
WO1999023188A1 (en) | Novel carboxylate-based well bore treatment fluids | |
US10961441B2 (en) | Acidizing solution for dissolution of clay mineral and preparation method thereof | |
NO301437B1 (no) | Fremgangsmåte til å forhindre potensiell ödeleggelse av underjordiske formasjoner | |
US4624314A (en) | Modified waterflood technique for enhanced hydrocarbon recovery from argillaceous subterranean reservoirs | |
WO1995024452A1 (en) | Drilling fluids | |
EP2287441A2 (en) | Oil and gas field chemicals | |
Okoye et al. | Characterization of Formation Damage in Heavy Oil Formation During Steam Injection | |
Wang | Characteristics of clay minerals and their effects on production capacity of the cretaceous sandstone Reservoirs of Songliao Basin, China | |
WO2004048495A1 (en) | Methods and solutions for removing hec-based cfla from a subterranean formation | |
Falls et al. | Oil recovery with water containing carbonate salt, CO2, and surfactant |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |
Free format text: LAPSED IN NOVEMBER 2001 |