NO310314B1 - Fremgangsmåte og fluid for å lette fjerning av filterkake i borehull - Google Patents
Fremgangsmåte og fluid for å lette fjerning av filterkake i borehull Download PDFInfo
- Publication number
- NO310314B1 NO310314B1 NO19950946A NO950946A NO310314B1 NO 310314 B1 NO310314 B1 NO 310314B1 NO 19950946 A NO19950946 A NO 19950946A NO 950946 A NO950946 A NO 950946A NO 310314 B1 NO310314 B1 NO 310314B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- filter cake
- fluid
- peroxide
- water
- solution
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 140
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 title claims description 129
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 37
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims description 69
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 60
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 51
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 43
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 43
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 33
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 30
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 23
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 21
- -1 zinc peroxides Chemical class 0.000 claims description 21
- SPAGIJMPHSUYSE-UHFFFAOYSA-N Magnesium peroxide Chemical group [Mg+2].[O-][O-] SPAGIJMPHSUYSE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 229960004995 magnesium peroxide Drugs 0.000 claims description 17
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 14
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 claims description 11
- 150000004974 alkaline earth metal peroxides Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 claims description 8
- DLINORNFHVEIFE-UHFFFAOYSA-N hydrogen peroxide;zinc Chemical compound [Zn].OO DLINORNFHVEIFE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229940105296 zinc peroxide Drugs 0.000 claims description 8
- 239000004133 Sodium thiosulphate Substances 0.000 claims description 7
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 7
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 claims description 7
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 3
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims description 3
- 229940123457 Free radical scavenger Drugs 0.000 claims description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 claims description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 83
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 57
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 51
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 47
- 150000004804 polysaccharides Chemical class 0.000 description 40
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 40
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 32
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 25
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 24
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 17
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 17
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 17
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 15
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 description 12
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 10
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 9
- 239000006187 pill Substances 0.000 description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 8
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 8
- 239000001341 hydroxy propyl starch Substances 0.000 description 7
- 235000013828 hydroxypropyl starch Nutrition 0.000 description 7
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 7
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 7
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 7
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 6
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 6
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 6
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 6
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 6
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 5
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 4
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 4
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 4
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 4
- 150000002432 hydroperoxides Chemical class 0.000 description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 4
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 3
- 229920002148 Gellan gum Polymers 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229920002310 Welan gum Polymers 0.000 description 3
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 3
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 235000010492 gellan gum Nutrition 0.000 description 3
- 239000000216 gellan gum Substances 0.000 description 3
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004343 Calcium peroxide Substances 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 229920001612 Hydroxyethyl starch Polymers 0.000 description 2
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical class [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- ZJRXSAYFZMGQFP-UHFFFAOYSA-N barium peroxide Chemical compound [Ba+2].[O-][O-] ZJRXSAYFZMGQFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- LHJQIRIGXXHNLA-UHFFFAOYSA-N calcium peroxide Chemical compound [Ca+2].[O-][O-] LHJQIRIGXXHNLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000019402 calcium peroxide Nutrition 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N dimethylselenoniopropionate Natural products CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 229940050526 hydroxyethylstarch Drugs 0.000 description 2
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 2
- 150000001457 metallic cations Chemical class 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M potassium acetate Chemical compound [K+].CC([O-])=O SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- UHCGLDSRFKGERO-UHFFFAOYSA-N strontium peroxide Chemical compound [Sr+2].[O-][O-] UHCGLDSRFKGERO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L thiosulfate(2-) Chemical compound [O-]S([S-])(=O)=O DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 2
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 description 2
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 2
- FPFSGDXIBUDDKZ-UHFFFAOYSA-N 3-decyl-2-hydroxycyclopent-2-en-1-one Chemical compound CCCCCCCCCCC1=C(O)C(=O)CC1 FPFSGDXIBUDDKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000215068 Acacia senegal Species 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical class [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical class [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000084 Gum arabic Chemical class 0.000 description 1
- 229920000569 Gum karaya Chemical class 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical class 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
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 229920000161 Locust bean gum Chemical class 0.000 description 1
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical class [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical class [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000934878 Sterculia Species 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical class OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OUUQCZGPVNCOIJ-UHFFFAOYSA-M Superoxide Chemical class [O-][O] OUUQCZGPVNCOIJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000004298 Tamarindus indica Nutrition 0.000 description 1
- 240000004584 Tamarindus indica Species 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 229920001615 Tragacanth Chemical class 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000205 acacia gum Chemical class 0.000 description 1
- 235000010489 acacia gum Nutrition 0.000 description 1
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000001464 adherent effect Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 235000010443 alginic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000000783 alginic acid Substances 0.000 description 1
- 229920000615 alginic acid Polymers 0.000 description 1
- 229960001126 alginic acid Drugs 0.000 description 1
- 150000004781 alginic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 229920013820 alkyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000420 anogeissus latifolia wall. gum Chemical class 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000000305 astragalus gummifer gum Chemical class 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000000679 carrageenan Chemical class 0.000 description 1
- 235000010418 carrageenan Nutrition 0.000 description 1
- 229920001525 carrageenan Chemical class 0.000 description 1
- 229940113118 carrageenan Drugs 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Chemical class 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical class [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 150000001879 copper Chemical class 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 125000001033 ether group Chemical group 0.000 description 1
- CFUNAYGQFFNNSD-UHFFFAOYSA-L ferrous ammonium sulfate heptahydrate Chemical compound [NH4+].[NH4+].O.O.O.O.O.O.O.[Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O CFUNAYGQFFNNSD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229960002089 ferrous chloride Drugs 0.000 description 1
- 239000011790 ferrous sulphate Substances 0.000 description 1
- 235000003891 ferrous sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000013538 functional additive Substances 0.000 description 1
- 239000000451 gelidium spp. gum Chemical class 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 235000019314 gum ghatti Nutrition 0.000 description 1
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 1
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L iron dichloride Chemical compound Cl[Fe]Cl NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- SURQXAFEQWPFPV-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate heptahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.[Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O SURQXAFEQWPFPV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000359 iron(II) sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000231 karaya gum Chemical class 0.000 description 1
- 235000010494 karaya gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940039371 karaya gum Drugs 0.000 description 1
- 239000012978 lignocellulosic material Substances 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000000711 locust bean gum Chemical class 0.000 description 1
- 235000010420 locust bean gum Nutrition 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FKLRBKPRLBWRKK-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[Mg+2] FKLRBKPRLBWRKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011572 manganese Chemical class 0.000 description 1
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 1
- 229920000609 methyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000010981 methylcellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000001923 methylcellulose Substances 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 229910000403 monosodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019799 monosodium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 235000011007 phosphoric acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000012667 polymer degradation Methods 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N quinbolone Chemical compound O([C@H]1CC[C@H]2[C@H]3[C@@H]([C@]4(C=CC(=O)C=C4CC3)C)CC[C@@]21C)C1=CCCC1 IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 239000004590 silicone sealant Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Chemical class 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M sodium dihydrogen phosphate Chemical compound [Na+].OP(O)([O-])=O AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FQENQNTWSFEDLI-UHFFFAOYSA-J sodium diphosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O FQENQNTWSFEDLI-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 229940048086 sodium pyrophosphate Drugs 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 150000005621 tetraalkylammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- YMBCJWGVCUEGHA-UHFFFAOYSA-M tetraethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CC[N+](CC)(CC)CC YMBCJWGVCUEGHA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019818 tetrasodium diphosphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001577 tetrasodium phosphonato phosphate Substances 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 125000002813 thiocarbonyl group Chemical group *C(*)=S 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- 150000004764 thiosulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
- UHVMMEOXYDMDKI-JKYCWFKZSA-L zinc;1-(5-cyanopyridin-2-yl)-3-[(1s,2s)-2-(6-fluoro-2-hydroxy-3-propanoylphenyl)cyclopropyl]urea;diacetate Chemical class [Zn+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CCC(=O)C1=CC=C(F)C([C@H]2[C@H](C2)NC(=O)NC=2N=CC(=CC=2)C#N)=C1O UHVMMEOXYDMDKI-JKYCWFKZSA-L 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- 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
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
-
- 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
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/20—Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
- C09K8/206—Derivatives of other natural products, e.g. cellulose, starch, sugars
-
- 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
-
- 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
- Y10S507/906—Solid inorganic additive in defined physical form
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)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Removal Of Specific Substances (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Filtering Materials (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for å lette fjerning av en filterkake fra sidene av et borehull i en underjordisk formasjon og et alkalisk, vannbasert brønn-borings- eller brønnvedlikeholdsfluid som inneholder en eller flere polysakkarid-polymerer og et brodannende middel.
Bruk av fluider for å utføre forskjellige operasjoner i borehull for underjordiske olje- og gassbrønner som befinner seg i kontakt med en produserende formasjon, er velkjent. Det anvendes således borefluider ved den opprinnelige boring inn i produserende formasjoner. Kompletteringsfluider blir brukt for å utføre forskjellige kompletterings-prosesser i de produserende formasjoner. Overhalingsfluider benyttes for å utføre opprenskningsoperasjoner i tidligere fullførte brønner.
En av de mest viktige funksjoner for disse fluider er å tette til borehullveggene, slik at ikke fluid går tapt til formasjonen. Ideelt oppnås dette ved å avsette en filterkake av faste stoffer i fluidet over borehullets sideflater uten tap av fast materiale til formasjonen. De faste bestanddeler i fluidet danner således bro over formasjonsporene eller en permanent plugging av porene. Dette er særlig kritisk ved utførelse av horisontale boreoperasjoner innenfor de produserende formasjoner.
Mange leirefrie fluider er blitt foreslått for kontakt med den produserende sone i olje- og gassbrønner, se for eksempel følgende US-patenter: nr. 3 785 438, 3 872 018, 3 882 029, 3 956 141, 3 986 964, 4 003 838, 4 175 042, 4 186 803, 4 369 843, 4 620 596 og 4 822 500.
Disse fluider inneholder vanligvis visse polymere viskositetsøkere, slik som visse polysakkarider eller polysakkarid-derivater, tilsatser for å hindre polymert fluidtap, slik som lignosulfonater, polysakkarider eller polysakkarid-derivater, samt brodannende faste stoffer.
Etter at brønnborefluidet har fullført sin tilsiktede arbeidsfunksjon, er det ønskelig å fjerne filterkaken før brønnen settes i produksjon. Når det brodannende middel i brønnbore-fluidet er syreløselig, oppnås dette som regel ved å erstatte brønnborefluidet med en sterk syreløsning, idet denne syreløsning tillates å komme i kontakt med filterkaken over en tid som er tilstrekkelig til å bringe de brodannende partikler til løsning. Disse sterke syreløsningene krever spesialutstyr for sikker håndtering, da de er ytterst korroderende for utstyr og skadelige ved kontakt med personer. Når det brodannende middel er løselig i vann, erstattes brønnboringsfluidet med et skifer-stabiliserende vandig fluid som er umettet med hensyn til de vannløselige brodannende partikler. På grunn av den innkapslende virkning av det eller de polysakkarid-polymerer som er tilstede i filterkaken, fordrer dette umettede fluid lang kontakttid for å oppnå oppløsning av de vannløselige brodannende partikler.
Det er tidligere kjent prosesser for å fjerne polymert materiale fra et porøst medium, slik som en underjordisk formasjon, se for eksempel US-patent nr. 4 609 475, 4 846 981 og 4 871 022.
I US-patent nr.5 238 065 er det angitt at de polymerholdige filterkakene på borehull-veggen kan fjernes ved å bringe filterkaken i kontakt med et saltløsningsfluid som omfatter et peroksid valgt fra en materialgruppe bestående av jordalkalimetall-peroksider, sinkperoksid, samt blandinger av disse, en vandig saltløsning og en syreholdig substans for å gi saltløsningsfluidet en pH-verdi i området fra ca. 1 til ca. 8, samt eventuelt en aktivator for peroksidet over en tid som i det minste er tilstrekkelig til å bryte ned polysakkarid-polymerene og i det minste delvis løse opp de brodannende partikler i filterkaken, slik at denne kan fjernes fra formasjonen.
Fremgangsmåten ved fjerning av disse filterkaker innebærer fortrinnsvis at filterkaken bringes i kontakt med saltløsningsfluidet (en oppbløtningsløsning), i en tidsperiode som i det minste er tilstrekkelig til å bryte ned polysakkarid-polymerene i kaken, i en slik grad at filterkaken vil danne en løst sammenhengende masse på sidene av borehullet, hvoretter borehullveggene bringes i kontakt med en vaskeløsning for å fjerne de gjenværende faststoff-bestanddeler av filterkaken fra veggen, idet oppbløtningsløsningen ikke har noen betydelig oppløsende virkning på de brodannende partikler, idet disse brodannende partikler er løselige i vaskeløsningen. I en foretrukket utførelse hvor de bro-dannende partikler i filterkaken er vannløselige, er den vandige væske i oppbløtnings-løsningen en slik væske hvor de vannløselige brodannende partikler ikke kan oppløses, fortrinnsvis en vandig væske som er mettet med hensyn til det vannløselige brodannende materiale, mens vaskeløsningen omfatter en vandig væske som de vannløselige brodannende partikler kan oppløses i og som således er umettet med hensyn til dette vannløselige brodannende materiale.
Den fremgangsmåte ved fjerning av polymerholdige filterkaker som er omtalt i US-patent nr. 5 238 065, som tas med her som referanse, fordrer, skjønt den ligger langt fremme innenfor fagområdet, lengre oppløsningsperioder og/eller høyere konsentrasjoner av peroksid enn ønskelig, spesielt ved lave borehulltemperaturer. Oppløsningen av peroksidet i en syreløsning setter igang utvikling av oksygen som kunne blitt avgitt i løpet av blande- og pumpe-operasjoner. Dette for tidlige utslipp nedsetter mengden av de aktive frie radikaler som er nødvendig for polymernedbrytningen.
Det er således fremdeles behov for en prosess for fjerning av filterkaken fra sidene av et borehull som trenger gjennom en hydrokarbon-bærende formasjon, og som vil være effektiv over et bredt temperaturområde, innenfor forholdsvis korte tidsperioder og som vil være lett og sikker i bruk.
Det er da et formål for foreliggende oppfinnelse å angi et brønnborings- eller brønn-vedlikeholdsfluid som avsetter en lett fjernbar filterkake på sideflatene av et borehull som kommer i kontakt med fluidet.
Det er et annet formål for foreliggende oppfinnelse å angi en fremgangsmåte for fjerning av filterkaker som inneholder en eller flere polysakkarid-polymerer og brodannende partikler fra sidene av et borehull i en hydrokarbonholdig formasjon.
I henhold til foreliggende oppfinnelse er det fremskaffet en fremgangsmåte for å lette fjerning av en filterkake fra sidene av et borehull i en underjordisk formasjon, idet filterkaken avsettes under brønnborings- og brønnvedlikeholdsoperasjoner fra et alkalisk, vannbasert fluid som inneholder en eller flere polysakkarid-polymerer og brodannende partikler.
På denne bakgrunn av prinsipielt kjent teknikk har da fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen som særtrekk at et peroksid valgt fra en materialgruppe bestående av jordalkalimetall-peroksider, sinkperoksider samt blandinger av disse, avsettes i filterkaken som en integrert komponent i denne, hvoretter filterkaken bringes i kontakt med en sur løsning for å aktivere peroksidet i en slik tidsperiode at polymeren inne i filterkaken nedbrytes.
I henhold til oppfinnelsen kan det alkaliske, vannbaserte fluid som anvendes, med fordel inneholde en mettet løsning av et vannløselig salt med suspenderte partikler av et vann-løselig brodannende middel som er uløselig i den mettede løsning. Den sure løsning som da anvendes, kan med fordel omfatte en syre i en mettet løsning av det vannløse-lige salt. Fortrinnsvis vaskes filterkaken med innhold av den nedbrutte polymer, med et fluid som de brodannende partikler kan løses i.
I en annen utførelse av oppfinnelsen utgjør nevnte filterkake en andre filterkake som fra et alkalisk, vannbasert fluid avsettes på overflaten av en første filterkake avsatt på sidene av et borehull under brønnborings- eller brønnvedlikeholdsoperasjoner fra et alkalisk, vannbasert fluid som inneholder en eller flere polysakkarid-polymerer og et brodannende middel, hvoretter de kombinerte filterkaker bringes i kontakt med en sur løsning for å aktivere peroksidet i en slik tidsperiode at polymeren inne i filterkakene nedbrytes.
I et annet aspekt fremskaffer foreliggende oppfinnelse et alkalisk, vannbasert brønnbor-ings- eller brønnvedlikeholdsfluid som inneholder en eller flere polysakkarid-polymerer og et brodannende middel, idet fluidet har som særtrekk at det inneholder mellom omtrent 2 og 50 kg/m3 av et peroksid som er suspendert i fluidet og er valgt fra en materialgruppe bestående av jordalkalimetall-peroksider, sinkperoksid samt blandinger av disse.
I henhold til oppfinnelsen kan dette fluid med fordel inneholde en alkalisk, vandig væske som er en mettet løsning av et vannløselig salt, idet det brodannende middel har størr-elsestilpasset partikkelform og utgjøres av et vannløselig salt som ikke er løselig i den alkaliske, vandige væske. Fluidet kan med fordel inneholde mellom omtrent 0,7 og 14 kg/m<3> av en tilsats valgt fra en materialgruppe bestående av reduseringsmidler, frie radikale "scavengers" samt blandinger av disse. Fortrinnsvis inneholder fluidet mellom omtrent 0,7 og 14 kg/m<3> natrium-tiosulfat, mens peroksidet er magnesiumperoksid.
Skjønt oppfinnelsen kan være gjenstand for forskjellige modifikasjoner og alternative utforminger, vil spesielle utførelser av oppfinnelsen i det etterfølgende bli mer detaljert beskrevet og vist som eksempler. Det skal imidlertid forstås at det ikke er ment å begrense oppfinnelsen til de spesielle utførelsesformer som er vist, men at oppfinnelsen tvert imot er ment å dekke alle modifikasjoner og alternativer som faller innenfor oppfinnelsens ramme og omfang, slikt det er uttrykt i de vedføyde patentkrav.
Som angitt i US-patent nr. 4 369 843, som tas med her som referanse, er det ønskelig å fjerne filterkaken eller avtetningen fra overflaten av et borehull i en hydrokarbonholdig formasjon, med det formål å oppnå maksimal hydrokarbonproduksjon. Hvis således de brodannende partikler i filterkaken er vannløselige, slik som omtalt i nevnte patentskrift, er det videre angitt at disse brodannende partikler kan løses opp og fjernes av en strømning av produsert formasjonsvann eller ved innsprøytning av vann, eventuelt en umettet saltløsning. Hvis de brodannende partikler er syreløselige eller oljeløselige, anvendes henholdsvis kraftige syreløsninger eller olje for å fjerne de brodannende partikler.
Det er fastslått at nærvær av polysakkarid-polymerer i filterkaken i vesentlig grad øker den tid som er påkrevet for å fjerne filterkaken, på grunn av innkapslingen av de brodannende partikler i polysakkarid-polymeren, og at betraktelig polysakkarid-polymer forblir på borehullets sideflater etter at de brodannende partikler er fjernet. Videre er det fastslått at denne fremgangsmåte for fjerning av filterkaken, hvor det anvendes en vaskevæske som de brodannende partikler kan oppløses i, ikke i tilstrekkelig grad fjerner hele filterkaken, fordi gjennombrudd av vaskevæske gjennom en del av filterkaken vil føre til at vaskevæske tapes til de hydrokarbondannende formasjoner. Vaskevæsken vil således ikke bare være ute av stand til å fjerne filterkaken i tilstrekkelig grad, men kan også skade formasjonen i avhengighet av sin sammensetning og andre egenskaper, slik det ville være kjent innenfor fagområdet.
De vannløselige polysakkarid-polymerer som kan forekomme i filterkaken, kan være hvilke som helst av slike polymerer som er velkjent innenfor fagområdet. Se for eksempel boken "Handbook of Water-Soluble Gums and Resins" av Robert L. Davidson, utgitt av McGraw-Hill Book Co., 1980, som tas med her som referanse. Representative polymerer omfatter vannløselige salter av alginsyre, karragen, agar gummi, gummi arabicum, ghatti gummi, karaya gummi, tragacanth gummi, johannesbrød gummi, tamarid gummi, cellulose derivater, slik som hydroksyetylcellulose, hydroksypropylcellulose, karboksymetylcellulose, hydroksyetyl-karboksymetylcellulose, samt alkyl-cellulose-eterene, stivelse-eter-derivater, slik som karboksymetylstivelse, hydroksyetylstivelse, hydroksypropyl- stivelse, og fornettede stivelse-etere, guar gummi og dets derivater, slik som hydroksypropyl guar, hydroksyetyl guar og karboksymetyl guar, biopolymerer slik som xantan gummi, gellan gummi, welan gummi og lignende. Vanligvis er polysakkarid-polymeren en cellulose-eter, en stivelses-eter som kan være fornettet, en modifisert guar gummi, xantan gummi, gellan gummi, welan gummi eller blandinger av disse.
Foreliggende oppfinnelse er basert på den oppdagelse at en filterkake som inneholder en eller flere polysakkarid-polymerer kan fjernes fra overflaten av hydrokarbondannende formasjoner, ved å anbringe inni filterkaken som en integrert komponent av denne, et peroksid valgt fra en materialgruppe bestående av jordalkalimetall-peroksider, sinkperoksid og blandinger av disse, samt deretter bringe filterkaken i forbindelse med en sur løsning for å aktivere peroksidet på en slik måte at polymerene inne i filterkaken brytes ned. Påfølgende anbringelse eller sirkulasjon av et passende fluid inne i borehullet vil da fjerne resten av filterkaken fra borehullets sider. I forbindelse med foreliggende beskrivelse er uttrykket "filterkake" heretter ment å bety den filterkake som foreligger på overflaten av en hydrokarbonholdig underjordisk formasjon, dvs. filterkaken på veggene eller sideflatene av et borehull inne i formasjonen, og som inneholder brodannende faste stoffer samt en eller flere polysakkarid-polymerer. Videre er uttrykket "vandig saltløs-ning" ment å bety en vandig løsning som inneholder et eller flere oppløste salter, slik som kaliumklorid, natriumklorid, ammoniumklorid og lignende, og det omfatter også sjøvann.
De peroksider som anvendes ifølge foreliggende oppfinnelse, er valgt fra den gruppe som består av jordalkalimetall-peroksider, sinkperoksid og blandinger av disse. De foretrukkede jordalkalimetall-peroksider er kalsiumperoksid, magnesiumperoksid, strontiumperoksid og bariumperoksid. Den mest foretrukne peroksid er magnesiumperoksid.
Jordalkaliperoksider og sinkperoksid er kjente vann-uløselige forbindelser. Se for eksempel følgende verker, som nevnes her som referanse: (a) "Peroxides Superoxides, and Ozonides of Alkali and Alkaline Earth Metals", av ll'ya Ivanovich Vol'nov (oversatt av J. Woroncow og redigert av A.W. Petrocelli), Plenum Press, New York 1966; og (b) "Kirk-Othmer Encyclopedia of Chemical Technology", tredje utgave, bind 17, John Wiley & Sons, 1982, sidene 1 - 26.
Uorganiske peroksidforbindelser er vanligvis beskrevet som forbindelser hvis struktur
omfatter perokso-gruppen, -o-o-. Enkle peroksidforbindelser omfatter peroksider hvor perokso-gruppen er bundet til et metallatom over en ionebinding, og omfatter hydroperoksider kjennetegnet ved nærvær av hydroperoksylioner (H02)". Kompliserte peroksidforbindelser omfatter peroksider hvor perokso-gruppen som sådan, eller i form av H202 og H02, er bundet til metallatomet med en kovalent binding. Sammensatte peroksidforbindelser omfatter også de ytterligere forbindelser som er dannet med krystallisert hydrogenperoksid.
De karakteriserende egenskaper ved peroksidforbindelser, både enkle og sammensatte, er dannelse av hydrogenperoksid etter reaksjon med en fortynnet syreløsning, frigjøring av oksygen som en følge av termisk spaltning, og frigjøring av oksygen ved reaksjon med vann og andre kjemiske midler. Ytterligere karakterisering er mulig ved oppdeling av de enkle uorganiske peroksidforbindelser i fire grupper: (1) hydroperoksid, kjennetegnet ved (H02)"-ionet; (2) peroksider, kjennetegnet ved (02)<2>'-ionet; (3) superoksider, kjennetegnet ved (02)"-ionet; samt (4) ozonider, kjennetegnet ved (03)"-ionet.
Hydrolysen av peroksider og hydroperoksider forløper på følgende måte:
hvor M = metall. Av denne grunn anses peroksidene og hydroperoksidene å være utledet av hydrogenperoksid ved erstatning av det ene eller begge hydrogenatomer med metallatomer.
Sammensatte peroksidforbindelser omfatter peroksyhydrater, slik som Ca02-2H202, og peroksyhydrat-hydrater, slik som Ba02H202-2H20. Peroksider av kalsium, strontium og barium tilhører peroksidforbindelser av typen M<2+>022, mens peroksider av magnesium og sink med generell formel M02 ><H20, sannsynligvis tilhører typen HO-M-OOH, hvor kovalente bindinger mellom hydroperoksyl-gruppen og metallatomet er den samme som i hydrogenperoksid.
Kalsiumperoksid fremstilles vanligvis ved industrielle prosesser som frembringer et produkt som inneholder 60 - 75 vekt-% Ca02. Reaksjonen av Ca02-8H20 med løsning-er som inneholder mer enn 20 vekt-% hydrogenperoksid fører til dannelse av kalsium-peroksyhydrat, Ca02-2H202. Strontiumperoksid av industriell grad inneholder vanligvis 80 - 95 % Sr02. Industrielt bariumperoksid inneholder vanligvis opptil omtrent 90 % Ba02. Alt etter fremstillingsmåten inneholder industrielt magnesiumperoksid fra ca. 25 % Mg02 til omtrent 50 % Mg02 samt vanligvis en blanding av peroksid, oksid og magne-siumoksidhydrat. Sinkperoksid av industriell grad inneholder omtrent 55 % Zn02. I sammenheng med foreliggende oppfinnelse omfatter uttrykket "peroksid" for alle formål, alle former av de omtalte peroksider, innbefattet enkle peroksider, slik som hydroperoksider som er kjennetegnet ved (H02)"-ionet samt peroksider kjennetegnet ved (02)"-ionet, og sammensatte peroksider slik som peroksyhydrater og peroksyhydrat-hydrater. Overalt hvor uttrykket "peroksid i henhold til oppfinnelsen" blir benyttet i det etterfølg-ende, er dette ment å bety et peroksid valgt fra en gruppe som består av jordalkalimetall-peroksider, sinkperoksid samt blandinger av disse.
Borefluider og brønnvedlikeholdsfluider på alkalisk vannbasis (heretter henvist til som "fluider") i henhold til foreliggende oppfinnelse omfatter alle slike tidligere kjente fluider som er blitt tilsatt et peroksid i henhold til foreliggende oppfinnelse, forutsatt at disse tidligere kjente fluider inneholder en eller flere polysakkarid-polymerer. Representative tidligere kjente fluider er omtalt i følgende US-patenter, som tas med her som referanse: nr. 3 785 438, 3 953 335, 3 993 570, 4 003 838, 4 046 197, 4 175 042 og 4 822 500.
Vanligvis inneholder fluidene en vandig væske som kan være ferskvann, naturlig saltløs-ning, sjøvann eller en saltløsning fremstilt ved å løse opp et eller flere løsbare salter i vann, en naturlig saltløsning eller sjøvann. Representative løsbare salter er klorid-, bromid-, acetat- og formatsalter av kalium, natrium, kalsium og magnesium. Representative polysakkarid-polymerer er blitt angitt ovenfor. De foretrukkede polysakkarider for bruk i sammenheng med foreliggende oppfinnelse, er stivelsesderivater, cellulosederi-vater samt biopolymerer, slik som hydroksypropylstivelse, hydroksyetylstivelse, karboksymetylstivelse og deres tilsvarende lett fornettede derivater; karboksymetylcellulose, hydroksyetylcellulose, hydroksypropylcellulose, metylcellulose, dihydroksipropylcellulose, samt deres tilsvarende lett fornettede derivater; xantan gummi, gellan gummi, welan gummi og lignende. Fluidene i henhold til foreliggende oppfinnelse er alkaliske og har således fortrinnsvis en pH-verdi på i området fra 7 - 12, og aller helst fra ca.7,5 til ca. 10,5. pH-verdien kan oppnås på velkjent måte på fagområdet ved tilsats av baser til fluidet, slik som kaliumhydroksid, natriumhydroksid, magnesiumoksid, kalsiumhydroksid og lignende. Peroksidet i henhold til oppfinnelsen vil også ha en alkalisk pH-verdi.
De foretrukne fluider i henhold til oppfinnelsen vil inneholde en eller flere brodannende midler, slik det vil være velkjent innenfor fagområdet. Det brodannende middel kan være syreløselig, slik som størrelsestilpasset kalsiumkarbonat, kalksten, marmor eller dolomitt, oljeløselige, slik som harpikser og voksarter, eller vannløselige, forutsatt at det vannløse-lige brodannende middel ikke er løselig i den vandige væske som foreligger i fluidet.
Det brodannende middel kan være uløselig, slik som størrelsestilpassede partikler av
cellulosematerialer, lignocellulosematerialer og lignende. Baritt-vektmateriale kan faktisk i fungere som brodannende middel i visse slamformuleringer.
Det er å foretrekke at den vandige væske omfatter en mettet løsning av vannløselig salt, aller helst natriumklorid eller kalsiumklorid. Det er også å foretrekke at det brodannende middel kan være vannløselig, helst størrelsestilpasset natriumklorid.
Fluidene i henhold til foreliggende oppfinnelse kan fremstilles ved å tilsette peroksidet i henhold til oppfinnelsen til passende tidligere kjente fluider, eller de kan tilvirkes ved å tilsette til den ønskede vandige væske, nevnte polysakkarid-polymerer og peroksid i henhold til foreliggende oppfinnelse, samt, hvis så ønskes, brodanningsmiddelet og andre ønskede funksjonelle tilsatser. Det er å foretrekke at fluidet inneholder fra ca. 1 kg/m3 til omtrent 50 kg/m3 peroksid i henhold til foreliggende oppfinnelse, og aller helst fra ca. 2 kg/m<3> til omtrent 25 kg/m<3>.
Det er å foretrekke at fluidet i henhold til foreliggende oppfinnelse inneholder et eller flere reduksjonsmidler eller frie radikale "scavengers", for å øke fluidets termiske stabilitet og unngå for tidlig nedbrytning av polysakkarid-polymerene i fluidet. Representative reduseringsmidler er vannløselige sulfitter, bisulfitter, tiosulfater, ditionitter og blandinger av disse, særlig alkalimetall eller ammmoniumsaltene av disse, fortrinnsvis et vannløselig tiosulfat, og aller helst natrium-tiosulfat. Representative antioksydanter eller frie radikale scavengers omfatter vannløselige mercaptaner, tioetere, tiokarbonyler, alkoholer og glykoler med lav molekylvekt, samt blandinger av disse.
Når fluidene i henhold til foreliggende oppfinnelse anvendes for bore- og brønnopera-sjoner, vil de avsette en filterkake på sideveggene av et borehull, idet denne filterkake har som en iboende komponent peroksidet i henhold til oppfinnelsen samt polysakkarid-polymerene.
Peroksidet aktiveres med hjelp av syrer for å gjøre peroksidene løselige, og de vil da reagere med polysakkarid-polymerene i filterkaken for å spalte disse. Polysakkarid-polymerene kan også nedbrytes til en viss grad av syrer. En syre kan også spalte eventuelle syreløselige brodannende midler som foreligger i filterkaken, alt etter syrens styrke.
Det er således en annen side av foreliggende oppfinnelse, å angi en prosess for å lette fjerningen av en filterkake fra sideflatene av et borehull i en underjordisk formasjon, idet filterkaken er avsatt under bore- eller brønnoperasjoner fra et alkalisk vannbasert fluid som inneholder en eller flere polysakkarid-polymerer, idet fremgangsmåten går ut på å avsette i filterkaken som en integrert bestanddel av denne, det nevnte peroksid i henhold til oppfinnelsen og deretter å bringe filterkaken i kontakt med en sur oppbløtningsløsning for å aktivere peroksidet en slik tidsperiode at polymeren inni filterkaken nedbrytes.
Etter spaltning av polysakkarid-polymerene ved hjelp av syreløsning, er det å foretrekke at filterkaken som inneholder den spaltede polymer blir vasket med et vaskefluid som de brodannende partikler løses i, slik som ved kontaktdannelse eller sirkulering av vaskefluidet inne i borehullet. På denne måte kan de viktigste komponenter av filterkaken brytes ned eller fjernes, og filterkaken blir da hovedsakelig fullstendig ødelagt og fjernet fra sidene av borehullet.
Det er å foretrekke at den sure oppbløtningsløsning ikke har noen oppløsende virkning på de brodannende partikler inne i filterkaken. Dette hindrer for tidlig gjennombrudd av oppbløtningsløsningen gjennom et parti av filterkaken, og tillater således hele filterkaken å komme i kontakt med oppbløtningsløsningen, helt til peroksidet har spaltet polysakkarid-polymerene i vesentlig grad. Hvis de brodannende partikler er vannløselige, vil fortrinnsvis den vandige væske i oppbløtningsløsningen bli mettet med hensyn til disse brodannende partikler. Hvis de brodannende partikler er størrelsestilpasset natriumklorid, vil da den vandige væske fortrinnsvis bli mettet med hensyn til natriumklorid. I tillegg bør oppbløtningsløsningen ha en densitet som passer sammen med densiteten av den væske i borehullet som oppbløtningsløsningen forskyver, med det formål å nedsette til et minimum sammenblandingen av oppbløtningsløsningen med denne væske. Fortrinnsvis inneholder oppbløtningsløsningen vannløselige salter som er oppløst i løsning-en i mengdeandeler opptil metningsnivå, for derved å opprette den ønskede densitet. Typiske salter velges vanligvis fra en materialgruppe som består av natriumklorid, natriumbromid, kaliumklorid, kaliumbromid, kalsiumklorid, kalsiumbromid, sinkklorid, sinkbromid samt blandinger av disse. Visse av disse salter er sure, og de kan da også fungere som syresubstanser for å opprette den påkrevde pH-verdi.
Det er å foretrekke at oppbløtningsløsningen er fri for faststoff, dvs. at den ikke inneholder noen vesentlig andel av suspenderte faststoffer og således hovedsakelig bare inneholder oppløste substanser. Oppbløtningsløsningen kan filtreres ved anvendelse av prosesser som er velkjent på fagområdet under utnyttelse av klare saltløsningsfluider, hvis så ønskes.
Oppbløtningsløsningen må være sur for å kunne oppløse og aktivere peroksidet i filterkaken. pH-verdien bør være mindre enn omtent 6 og fortrinnsvis mindre enn omtrent 5. Representative sure substanser omfatter saltsyre, fosforsyre, maursyre, eddiksyre, propionsyre, glykolsyre, sulfansyre, sitronsyre, aluminiumklorid, sinkklorid, sinkbromid, kalsiumbromid, jernklorid, natriumdihydrogenfosfat, natriumpyrofosfat, sure buffere og lignende. Sulfansyre og sitronsyre er å foretrekke.
Fortrinnsvis omfatter syreløsningen en syre i en mettet løsning av et vannløselig salt, hvor de brodannende partikler ikke er løselige, mens disse brodannende partikler er vannløselige. Det er særlig å foretrekke at det vannløselige salt og de brodannende partikler utgjøres av natriumklorid.
Oppbløtningsløsningen kommer i kontakt med filterkaken over en tidsperiode som i det minste er tilstrekkelig til å bryte ned polysakkarid-polymerene i filterkaken, i en slik grad at filterkaken blir en løst sammenhengende masse av brodannende partikler. Jo høyere syrestyrke og høyere formasjonstemperatur, og således jo mer oppbløtningsløsning er oppvarmet, desto kortere tid vil det kreves hvor filterkaken holdes i kontakt med bløtgjør-ingsløsningen. Vanligvis vil bløtgjøringsløsningen være i kontakt med filterkaken fra en halv time til ti timer. Deretter påføres filterkaken fortrinnsvis en vaskeløsning for å fjerne de gjenværende faste materialer i filterkaken, hovedsakelig de brodannende partikler, og eventuelt gjenværende polymerer og spaltningsprodukter fra disse.
Vaskeløsningen er en løsning hvor de brodannende partikler i det minste er delvis opp-løsbare. Er de brodannende faste stoffer vannløselige, vil da vaskeløsningen bli under-mettet med hensyn til brodannende faststoffer. Dersom de brodannende faste stoffer er syreløselige, anvendes en passende sur løsning som vaskeløsning. Dersom de brodannende faste stoffer er løselige i olje eller i løsningsmiddel, vil en passende olje eller et løsningsmiddel bli anvendt som vaskeløsning. Det er å foretrekke at vaskeløsningen ikke har noen særlig innvirkning på den hydrokarbonholdige formasjons gjennomtrengelighet. Vandige løsninger som inneholder et eller flere salter som hindrer svelning og/eller spredning av partikler inn i formasjonen, er da å foretrekke. Representanter for slike salter er kaliumsalter, slik som kaliumklorid og kaliumacetat, ammoniumklorid, kvaternære ammoniumsalter med lav molekylvekt, slik som tetrametylammoniumklorid, tetraetyl-ammoniumklorid, samt vanligvis tetra-alkylammonium-salter, hvor alkylgruppene uavhengig inneholder fra 1 til ca. 4 karbonatomer, og andre salter som er kjent innenfor fagområdet. Fortrinnsvis vil vaskeløsningen inneholde fra 0,05 til ca. 10 vekt-% av vedkommende salt, og helst fra ca. 0,1 til omtrent 5 %.
Det er særlig å foretrekke at vaskeløsningen inneholder fra ca. 2 til omtrent 5 vekt-% kaliumklorid eller ammoniumklorid.
Det er valgfritt, men fortrukket å anvende en aktivator i den sure oppbløtningsløsning for ytterligere å aktivere peroksidet og/eller øke reaksjonstakten mellom peroksidet og polysakkaridet. Kjente aktivatorer omfatter jern- og kobbersalter, såvel som salter av andre overgangsmetaller, slik som løselige ferri- og ferrosalter, og salter av kobber, kobolt, nikkel, mangan og lignende. Aktivatoren må være løselig i oppbløtningsløsning-en. Den foretrukkede metalliske kation-aktivator er en kilde for ferri- eller ferro-kationer, slik som ferrosulfat, ferro-ammoniumsulfat, ferroklorid, ferri-ammoniumsulfat og lignende. Dersom den anvendes, er mengdeandelen av aktivatoren ikke kritisk og bør bare være tilstrekkelig til å frembringe den ønskede reaksjonstakt. Vanligvis vil en metallisk kation-aktivator foreligge i en mengdeandel på fra ca. 0,00025 til omtrent 0,0025 vekt-% av oppbløtningsløsningen.
Andre aktivatorer som er effektive i sammenheng med foreliggende oppfinnelse er funnet å være vannløselige organiske hydroksyl-forbindelser med den empiriske formel:
hvor a er et helt tall fra 1 til ca. 5, og Z er en radikal valgt fra en gruppe bestående av H, OH og (OCbH2b)nOR, hvor b er 2 eller 3, eller blandinger av disse, og n er et helt tall fra 0 til ca. 3, mens R er en radikal valgt fra en gruppe bestående av H, CxH2x+1 samt CyH2y+1CO, hvor x er et helt tall fra 1 til 5 og y er et helt tall fra 1 til 3. Fortrinnsvis er a = 2 eller 3, mens Z = (OCbH2b)n<O>R, forutsatt at når n = 0, er R = CxH2x+1. Det er således å foretrekke at den vannløselige hydroksy-holdige aktivator i den organiske forbindelse inneholder minst én etergruppe eller radikal inne i sin molekylstruktur. Vanligvis vil en vannløselig aktivator i organisk hydroksylforbindelse foreligge i oppbløt-ningsløsningen i en mengdeandel på fra ca. 0,1 til 2,5 volum-%, fortrinnsvis ca. 0,2 til omtrent 1,0 volum-%. 1 det etterfølgende vil en foretrukket typisk utførelse av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen bli beskrevet. Denne fremgangsmåte er ment å iverksettes under utboring av et borehull, fortrinnsvis før man trenger inn i en hydrokarbonholdig formasjon med fluidet i henhold til foreliggende oppfinnelse. Borefluidet kan inneholde en eller flere polysakkarid-polymerer, størrelsestilpassede brodannende partikler, vektpartikler, peroksidet i henhold til foreliggende oppfinnelse, samt fortrinnsvis natrium-tiosulfat i den grad dette er påkrevet for stabiliteten ovenfor frie radikaler ved høye temperaturer. Utboring av de hydrokarbonholdige formasjoner med dette fluid, vil danne en filterkake på sidene av borehullet og som inneholder en eller flere polysakkarid-polymerer, peroksid og brodannende partikler. Så snart boringen er fullført, vil følgende prosess fortrinnsvis bli iverksatt for å fjerne filterkaken fra borehullets sider. I det foreliggende tilfelle antas det at et fluid på ca. 1258 kg/m<3> (10,5 ppg) er påkrevet for brønnregulering.
1. Følgende fluider fremstilles:
a. Polymer/størrelsestilpasset saltforskyvningspille (typisk omtrent 175 fat eller ca. 27,8 m<3>): Pillen fremstilles ved å tilsette 3,57 kg/m<3> (1,25 ppb) biopolymer, ca. 10,7 kg/m<3> (3,75 ppb) fornettet hydroksypropyl-stivelse, 131 kg/m<3> (46 ppb) størrelsestilpassede brodannende natriumklorid-partikler med største partikkel-størrelse på 44 um, og 8,56 kg/m<3> (3 ppb) magnesium peroksid, til en saltløsning på 1198 kg/m<3> (10,0 ppg) natriumklorid. b. Fortrengnings-saltløsning (typisk omtrent 300 fat eller ca. 47,7 m<3>): Natrium-kloridløsning med en densitet på 1198 kg/m<3> (10,0 ppg). c. Spacer-fluid (typisk omtrent 50 fat eller ca. 7,95 m<3>): Det fremstilles en viskosifisert spacer-fluid/skyvepille ved å tilsette 8,56 kg/m3 (3 ppb) biopolymer til en saltløsning på 1198 kg/m<3> (10,0 ppg) natriumklorid. Denne konsentrasjon bør gi en viskositet med lav skjærhastighetsverdi, som er minst tre ganger større enn den tilsvarende verdi for polymer-forskyvningspillen. d. Bryterfluid (typisk omtrent 50 fat eller ca. 7,95 m<3>): Det fremstilles et tilstrekkelig volum av bryterfluidet til å fylle det sikt-åpne ringrom i borehullet, med følgende sammensetning: 5,7 kg/m<3> (2 ppb) sulfaminsyre, 5,7 kg/m<3> (2 ppb) sitronsyre og ca. 0,071 liter pr. fat (0,025 gal/bbl) av en flytende korrosjonsinhibitor i en mettet NaCI-saltløsning på 1198 kg/m<3> (10,0 ppg).
e. Vaskefluid (typisk omtrent 800 fat eller ca. 127 m<3>): Det fremstilles en 1055
kg/m<3> (8,8 ppg) NaCI, 3 vekt-% KCI-løsning. Det er å foretrekke at samtlige
faststoff-frie fluider blir filtrert.
2. Det peroksidholdige borefluid sirkuleres fra det åpne hull og langs omtrent 150 m foringsrør med polymer/størrelses-tilpasset saltfortrengningspille (a) etterfulgt av
fortrengning-saltløsningen (b).
3. Det gjenværende borefluid forskyves i foringen på oversiden av nevnte polymer/- størrelsestilpassede saltfortrengningspille (a) med fortrengnings-saltløsning (b). 4. Fortrengningspillen (a) sirkuleres fra det åpne hull sammen med det viskosifiserte spacer-fluid (c) etterfulgt av bryterfluidet (d). 5. Bryterfluidet (d) (her også kalt oppbløtningsfluidet) anbringes i det åpne ringrom sammen med vaskefluidet (e) for å dekke den peroksidholdige filterkake på siden
av borehullet.
6. Filterkaken oppbløtes i fire timer.
7. Bryterfluidet sirkuleres ut sammen med vaskefluidet.
8. Det åpne hull vaskes ved å sirkulere vaskefluidet, idet klorid- og turbiditetsnivået overvåkes for å påvise oppløsning av natriumklorid-partikler fra filterkaken.
Under bore- og brønnoperasjoner hvor en filterkake med innhold av en eller flere polysakkarid-polymerer og brodannende midler blir påført sidene av borehullet fra et alkalisk vannbasert fluid som inneholder polymerene og de brodannende midler, angår foreliggende oppfinnelse også en prosess for å lette fjerningen av filterkaken fra borehullets sideflater, og som går ut på at det påføres fra et annet alkalisk vannbasert fluid, en annen filterkake som har som integrert komponent peroksidet i henhold til foreliggende oppfinnelse, ovenpå den første filterkaken på borehullets sideflater, hvoretter de kombinerte filterkaker bringes i kontakt med en syreløsning, for å aktivere peroksidet over en tilstrekkelig tidsperiode til at polymerene inne i filterkakene nedbrytes.
Det annet alkaliske vannbaserte fluid inneholder en vandig væske samt peroksidet i henhold til oppfinnelsen. Fortrinnsvis inneholder det også et fint fordelt faststoff, fortrinnsvis et vannløselig, finfordelt fast materiale som ikke er løselig i den vandige væske. Den annen filterkake vil da inneholde både peroksidet og det fint fordelte faste materiale. Det er mest å foretrekke at den vandige væske er en mettet løsning av et vannløselig salt. Det er særlig å foretrekke at det vannløselige salt og det finfordelte faststoff utgjøres av natriumklorid.
Etter nedbrytning av polysakkarid-polymerene med den sure oppbløtningsløsning er det å foretrekke at filterkaken kan vaskes med et fluid som de brodannende partikler og det finfordelte faststoff kan løses i.
Vaskingen kan utføres ved å bringe vaskefluidet i kontakt med eller i sirkulasjon i borehullet. Når de brodannende partikler og/eller det finfordelte faststoff er vannløselig, kan vaskefluidet være en hvilken som helst vandig væske som ikke er mettet med hensyn til de brodannende partikler og/eller det finfordelte faststoff. Fortrinnsvis utgjøres vaskefluidet av en løsning av kaliumklorid.
I det følgende vil det bli beskrevet en foretrukket, typisk utførelse av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen. Denne fremgangsmåte er ment å iverksettes under komplet-teringsfasen, etter at utboringen er avsluttet. Det borefluid som er brukt under boringen inneholder en eller flere polysakkarid-polymerer, samt fortrinnsvis størrelsestilpassede brodannende midler og vektpartikler. I det viste tilfelle er en saltmengde på 1258 kg/m<3 >(10,5 ppg) blandet i en 1198 kg/m<3> (10,0 ppg) NaCI-saltløsning påkrevet for brønn-kontroll.
1. Følgende fluider fremstilles:
a. Peroksidholdig fortrengningspille (typisk omtrent 175 fat eller ca. 27,8 m<3>): Pillen fremstilles ved å tilsette 3,57 kg/m<3> (1,25 ppb) biopolymer, ca. 10,7 kg/m<3> (3,75 ppb) fornettet hydroksypropyl-stivelse, 131 kg/m<3> (46 ppb) størrelsestilpassede brodannende natriumklorid-partikler med største partikkelstørrelse på 44 pm, og 14,3 kg/m<3> (5 ppb) magnesium peroksid, til en saltløsning på 1198 kg/m<3> (10,0 ppg) natriumklorid.
b. Fortrengnings-saltløsning (typisk omtrent 300 fat eller ca. 47,7 m<3>): Natrium-kloridløsning med en densitet på 1198 kg/m<3> (10,0 ppg).
c. Spacer-fluid (typisk omtrent 50 fat eller ca. 7,95 m<3>): En viskosifisert spacer-fluid/skyvepille fremstilles ved å tilsette 8,56 kg/m<3> (3 ppb) biopolymer til en salt-løsning på 1198 kg/m<3> (10,0 ppg) natriumklorid. Denne konsentrasjon bør gi en
viskositet med lav skjærhastighetsverdi som er minst tre ganger større enn den i tilsvarende verdi for den peroksidholdige fortrengningspille (a).
d. Bryterfluid (typisk omtrent 50 fat eller ca. 7,95 m<3>): Det fremstilles et tilstrekkelig volum av bryterfluidet til å fylle det sikt-åpne ringrom i borehullet, på følgende måte: Blanding av en 5 % HCI-løsning i ferskvann med 243 kg/m<3> (85 ppb)
natriumklorid til metning, 8,56 kg/m<3> (3 ppb) sitronsyre og 0,23 liter pr. fat (0,06 ) gal/bbl) flytende korrosjonsinhibitor.
e. Vaskefluid (typisk omtrent 800 fat eller ca. 127 m<3>): Det fremstilles en 1055
kg/m<3> (8,8 ppg) NaCI, 3 vekt-% KCI-løsning. Det er å foretrekke at samtlige faststoff-frie fluider blir filtrert.
2. Det polysakkaridholdige borefluid sirkuleres fra det åpne hull og langs omtrent
5 150 m rørforing sammen med den peroksid-holdige fortrengningspille (a). Under
den påfølgende fortrengning og tripping av produksjonssikten, vil pillen forbli statisk, idet den avsetter en magnesiumperoksid-holdig filterkake på den allerede foreliggende filterkake. Pillen (a) vil bli etterfulgt av fortrengning-saltløsningen (b). 3. Den gjenværende borefluidmengde i foringsrøret over den peroksidholdige fortrengningspille (a) forskyves sammen med fortrengnings-saltløsningen (b). 4. Fortrengningspillen (a) sirkuleres fra det åpne hull, sammen med det viskosifiser-ende spacer-fluid (c) etterfulgt av bryterfluidet (d). 5. Bryterfluidet (d) (også kalt oppbløtningsfluidet her) anbringes i det åpne ringrom sammen med vaskefluidet (e) for å dekke den peroksidholdige filterkaken på
borehullets sider.
6. Filterkaken oppbløtes i 1 til 4 timer (bløtningstiden avtar når temperaturen øker).
7. Bryterfluidet sirkuleres sammen med vaskefluidet (e).
8. Det åpne rom vaskes ved å sirkulere vaskefluidet, idet klorid- og turbiditetsnivået overvåkes for å påvise løsning av natriumklorid-partikler fra filterkaken.
For å beskrive oppfinnelsen mer fullstendig er det gitt følgende ikke-begrensende utfør-elseseksempler. I disse eksempler og i foreliggende beskrivelse, kan følgende forkort-elser eller betegnelser være anvendt:
API = American Petroleum Institute,
ECHXHPS = epiklorohydrin fornettet hydroksypropyl-stivelse,
NTS = natrium-tiosulfat,
fat = 159 liter (42 gallon barrel),
ppb = "pounds per barrel" (1 ppb = 2,853 kg/m<3> eller g/dm<3>),
ppg = "pounds per gallon" (1 ppg = 119,83 kg/m<3> eller g/dm<3>),
psi = "pounds per square inch" (1 psi = 6,895 kPa),
% = vektprosent,
PV = plastisk viskositet angitt i centipoise,
FG = flytegrense i g/m<2> eller "pounds per 100 square feet" (1 pplOOsf = 48,8 g/m<2>), GS = 10 sek/10 min gelstyrke i g/m<2> eller "pounds per 100 square feet" (48,8 g/m<2>), LSV = Brookfield lav skjærviskositet ved 0,3 omdr. pr. min, angitt i centipoise.
Den plastiske viskositet, flytegrensen og gelstyrken ble oppnådd ved hjelp av prosess-ene angitt i "API Recommended Practice 13B-1". LSV ble oppnådd for fluidene ved anvendelse av et viskometer av typen Brookfield modell LVTDV-I med spindel nr. 2 ved 0,3 omdreininger pr. min. LSV er betegnende for fluidets suspensjonsegenskaper, jo større LSV, jo bedre kan faststoff oppslemmes i fluidet.
I de følgende utførelseseksempler er den anvendte prosess for å fremstille filterkaken og den laboratorieprosess som anvendes for å vise fjerningen av filterkaken, slik som følger:
Filterkakedannelse:
1. Det velges en 44,45 mm aloksitt-skive med en permeabilitet på 5 darcy.
2. Et "håndtak" limes permanent til skiven for å gjøre håndtering av skiven mulig, uten å forstyrre filterkaken. 3. Kanten av skiven festet i bunnen av en API-filtercelle ved hjelp av et ikke-permanent "lim", slik som et silikon-tetningsmiddel.
4. Det fluid som skal danne filterkake, helles inn i API-cellen.
5. Cellen utsettes for trykk på ca. 690 kPa (100 psi) og fluidet filtreres gjennom aloksitt-skiven i 16 timer. 6. Fluidet fjernes fra cellen. Dersom fluidet ikke inneholder et peroksid i henhold til foreliggende oppfinnelse, tilsettes et peroksidholdig fluid, slik som her beskrevet, og cellen påføres et trykk på ca. 690 kPa (100 psi) i 16 timer, for å danne en peroksidholdig filterkake oppå den første filterkake. 7. API-cellen tømmes og aloksitt-skiven løftes opp fra bunnen av API-cellen mens man er forsiktig, for å ikke forstyrre filterkaken.
Prøveprosess:
1. Den aloksitt-skive som filterkaken var påført, limes til innsiden av et krukkelokk.
2. Lokket med aloksitt-skiven påført skrus på en krukke fylt med løsningen oppvarmet til den ønskede bløtgjøringstemperatur. 3. Krukken vendes opp-ned og anbringes i et vannbad eller en ovn med konstant temperatur innstilt på den ønskede bløtgjøringstemperatur for den tilsiktede opp-bløtningstid. Oppbløtningstiden kan varieres for å bestemme den optimale tid for bløtgjøring. Filterkakens og skivens tilstand observeres. 4. Krukkelokket med aloksitt-skiven overføres til en beholder som inneholder vaske-løsningen. Vaskeløsningen er en 3 vekt-% kaliumklorid-løsning, hvis ikke annet er angitt.
5. Beholderen rulles i en valseovn ved oppbløtningstemperaturen.
6. Filterkaken undersøkes hvert 5. min for å bestemme den tid som kreves for å rense skiven. Skiven anses å være ren når ingen filterkake dekker skiven. Polymeren anses tilstrekkelig nedbrutt når enhver gjenværende filterkake fra skiven er nedbrutt til en klar eller lett grumset løsning. 7. Optimal bløtgjøringstid for oppbløtningsløsningen fastlegges ved å måle vaskingens effektivitet. Det magnesiumperoksid som anvendes i eksemplene er kommersielt tilgjengelig peroksid fra FMC Corporation. Det har et aktivt peroksid-innhold på minimum 16,9 %, og således et aktivt oksygeninnhold på minst 7,95 %.
Eksempel 1
Et bore- og brønnvedlikeholdsfluid i henhold til oppfinnelsen og med den sammensetning som angitt i tabell 1, ble anvendt for å fremstille en filterkake med innhold av magnesiumperoksid som en iboende komponent av kaken. Filterkaken ble fjernet ved å anvende den sure oppbløtningsløsning, vaskeløsningen samt de betingelser som er angitt i tabell 1. De oppnådde resultater fremgår av tabell 1.
Eksempel 2
Eksempel 1 ble gjentatt under anvendelse av borefluid, sur oppbløtningsløsning, vaske-løsning og arbeidsbetingelser som angitt i tabell 2. De oppnådde resultater fremgår av tabell 2.
Eksempel 3
Eksempel 1 ble gjentatt ved anvendelse av det samme borefluid og den sure oppbløt-ningsløsning, vaskeløsning og arbeidsbetingelser som angitt i tabell 3. De oppnådde resultater fremgår av tabell 3.
Eksempel 4
Eksempel 1 ble gjentatt ved anvendelse av borefluid, sur oppbløtningsløsning, vaske-løsning og arbeidsbetingelser som angitt i tabell 4. De oppnådde resultater fremgår av tabell 4.
Eksempel 5
Et vannbasert bore- og brønnvedlikeholdsfluid av kjent art og med innhold av polysakkarid-polymerer, xantan gummi og epiklorohydrin-fornettet hydroksypropyl-stivelse samt natriumklorid som brodannende middel med en sammensetning som angitt i tabell 5, ble anvendt for å fremstille en filterkake som angitt ovenfor. En annen filterkake som inneholdt magnesiumperoksid som en iboende komponent, ble påført på den første filterkake. Sammensetningen av det peroksidholdige fluid er angitt i tabell 5. De kombinerte filterkaker ble fjernet fra skiven ved anvendelse av sur oppbløtningsløsning, vaskeløsning, samt ved de arbeidsbetingelser som angitt i tabell 5. De oppnådde resultater fremgår av tabell 5.
Eksempel 6
Eksempel 5 ble gjentatt, bortsett fra at peroksid-fluidsammensetningen var 0,94 fat eller 149,5 dm<3> av en NaCI-saltløsning på 1198 g/dm3 (10 ppg), 3,14 g/dm<3> (1,1 ppb) xantan gummi, 12 g/dm<3> (4,2 ppb) epiklorohydrin-fomettet hydroksypropyl-stivelse, 28,5 g/dm<3 >(10 ppb) finmalt NaCI, og 28,5 g/dm<3> (10 ppb) magnesiumperoksid. De samme resultater ble oppnådd.
Eksempel 7
Bore- og brønnvedlikeholdsfluider i henhold til foreliggende oppfinnelse og med de sammensetninger som angitt i tabell 6 under fluid nr. 3-13, ble fremstilt og vurdert med hensyn til termisk stabilitet. De oppnådde data er angitt i tabell 6.
Disse data antyder at høye temperaturer aktiverer peroksidet i henhold til foreliggende oppfinnelse og resulterer i at det oppnås i det minste delvis oppløsning av polysakkarid-polymerene. Oppløsningen eller nedbrytningen av polymerene ble eliminert ved innfør-ing av natrium-tiosulfat som reduseringsmiddel i fluidene i henhold til oppfinnelsen. Nær-mere undersøkelse av de oppnådde data viser en kraftig økning av fluidenes viskositet etter aldring, ved høye temperaturer for de fluider som inneholder både tiosulfat og magnesiumperoksid. Grunnen til en slik kraftig økning i viskositet er ikke kjent. Den kan i alle fall ikke forklares ut fra elimineringen av polymerenes nedbrytning, da dette høyst sannsynlig ville ha ført til svake forandringer i viskositeten.
Eksempel 8
Et bore- og brønnvedlikeholdsfluid i henhold til foreliggende oppfinnelse og med den sammensetning som angitt i tabell 7 ble brukt til å frembringe en filterkake med innhold av magnesiumperoksid som en iboende komponent. Filterkaken ble bragt i kontakt med den sure oppbløtningsløsning som angitt i tabell 7, ved varmrulling ved ca. 66° C
(150° F) i den tid som er angitt i tabell 7. Ingen stillestående oppbløtning av kaken fant sted, og ingen vasking ble utført siden filterkaken var fullstendig nedbrutt etter 2 timer.
Eksempel 9
Bore- og brønnvedlikeholdsfluider i henhold til foreliggende oppfinnelse ble fremstilt med sammensetning som angitt i tabell 3, bortsett fra at konsentrasjonene av magnesiumperoksid og natrium-tiosulfat ble variert henholdsvis fra 2,85 til 28,5 g/dm<3> (1-10 ppb) og fra 0,713 til 2,14 g/dm<3> (0,25 - 0,75 ppb). Filterkaker som inneholdt magnesiumperoksid ble fremstilt som angitt i tabell 3. Disse ble bragt i kontakt med forskjellige sure oppbløtningsløsninger som inneholdt (1) fra 7,13 til 28,5 g/dm<3> (2,5 - 10 ppb) sulfaminsyre og fra 2,85 til 5,7 g/dm<3> (1 - 2 ppb) sitronsyre i en 28,5 g/dm<3> (10 ppg) mettet NaCI-saltløsning, eller (2) fra 2 % til 15 % HCI mettet med NaCI med innhold av 8,56 g/dm<3> (3 ppb) sitronsyre. Oppbløtningsforholdene varierte fra 1 til 4 timer ved ca. 66° C (150° F) og vaskebetingelsene varierte fra 0 til 30 minutter ved ca. 66° C (150° F). I alle tilfeller ble 100 % av filterkaken fjernet fra skiven. Vaskeløsningen var da enten en klar løsning som anga fullstendig oppløsning av filterkaken, eller den inneholdt en ikke-heftende polymer-rest som i praksis ville kunne sirkuleres ut av borehullet.
Eksempel 10
Den etterfølgende laboratorieprosess ble utført for å vise avsetningen av den peroksid-holdige filterkake og dens fjerning, samt den virkning denne prosess ville ha på tilbake-strømningen gjennom det gjennomtrengelige filtermedium, som skulle simulere retur-strømningen gjennom en gjennomtrengelig formasjon.
Fremgangsmåte ved filterkakefierning/ returstrømning i en HTHP- filtratcelle
A. Bestemmelse av kjernens gjennomtrengelighet ( simulert formasjon)
1. En teflonforing ble anbragt på innsiden av en 500 ml dobbel-endet sementcelle. 2. En 2 darcy aloksittskive (10 pm) anbringes på bunnen av en HTHP-celle og endehetten festes.
3. HTHP-cellen fylles med 400 ml filtrert 3 % KCI-saltløsning.
4. Med bunnstammen (ventilen) lukket opprettes det ca. 690 kPa (100 psi) inne i
HTHP-cellen.
5. Bunnstammen åpnes og stoppeklokken startes.
6. Den tid det tar for 300 ml å strømme gjennom skiven bestemmes.
7. Prosesstrinnene 3-5 gjentas inntil det er oppnådd en stabil mengdestrøm.
8. Resultat: Under foreliggende prøve ble det oppnådd en innledende strømningstakt tilsvarende 32 sekunder.
B. Oppbygning av filterkake og påføring av oppbrvtende bløtningsløsning
1. Fluid fremstilles og anbringes i HTHP-cellen i 16 timer ved ca. 1724 kPa (250 psi) og ca. 66° C (150° F). Bunnstammen etterlates åpen hele tiden for å tillate filtratet å strømme igjennom. Fluidsammensetning: 0,94 fat eller 149,5 dm<3> NaCI-salt-løsning på 1198 g/dm<3> (10 ppg), 10,7 g/dm<3> (3,75 ppb) xantan gummi, 3,57 g/dm<3 >(1,25 ppb) ECHXHPS, 0,856 g/dm<3> (0,3 ppb) NTS, 5,7 g/dm<3> (2 ppb) magnesiumperoksid, 131 g/dm3 (46 ppb) størrelsestilpasset NaCI. 2. Den ønskede oppbrytnings/bløtnings-løsning fremstilles. I den foreliggende prøve anvendes 10 % HCI mettet med NaCI med innhold av 8,56 g/dm<3> (3 ppb) sitronsyre.
3. Overskuddsvæske fjernes fra HTHP-cellen.
4. Oppbrytnings/bløtnings-løsningen helles forsiktig ut på toppen av filterkaken.
C. Simulert overbalanse av borehullet under oppbrytnings- bløtningen
1. Et trykk på ca. 1724 kPa (250 psi) påføres ved ca. 66° C (150° F) og oppbrytnings/bløtningsløsningen etterlates slik i 3 timer. D. Påføring av vaskeløsning og simulering av mekanisk omrøring under sirkulasjon 1. Oppbrytnings/bløtnings-løsningen fjernes, hvorpå filtrert en 3 % KCI-saltløsning (vaskeløsningen) helles forsiktig inn HTHP-cellen. 2. Et trykk på ca. 690 kPa (100 psi) påføres cellen, HTHP-cellen plasseres i en rulleovn på ca. 66° C (150° F) og rulles i 15 minutter. 3. Vaskeløsningen helles av og fersk filtrert 3 % KCI-saltløsning føres inn i cellen.
Prosesstrinn D2 gjentas.
4. Vaskeløsningen helles av og derpå gjentas prosesstrinnene A3 - A7.
5. Resultat: Ved den foreliggende prøve ble det oppnådd en mengdestrøm tilsvarende 40 sekunder. Simulerer lekkasjepotensial under overbalansert sirkulasjon.
E. Simulering av returstrømning av formasionsfluid inn i brønnhullet
1. For å utprøve returstrømningen tas skiven ut av cellen, skiven vendes opp-ned og settes tilbake i cellen. Prosesstrinnene A3 - A7 gjentas for å fastlegge fjerning av filterkaken. 2. Resultat: I denne prøve ble det oppnådd en mengdestrøm tilsvarende 29 sekunder. Strømningen av fluid fra formasjonen til brønnhullet er da raskere enn den opprinnelige mengdestrøm. Dette angir ikke bare at filterkaken er blitt fjernet, men også at kaken ble lett stimulert ved syrebehandlingen.
Claims (9)
1. Fremgangsmåte for å lette fjerning av en filterkake fra sidene av et borehull i en underjordisk formasjon, idet filterkaken avsettes under brønnborings- og brønnvedlike-holdsoperasjoner fra et alkalisk, vannbasert fluid som inneholder en eller flere polysakkarid-polymerer og brodannende partikler,
karakterisert ved at et peroksid valgt fra en materialgruppe bestående av jordalkalimetall-peroksider, sinkperoksider samt blandinger av disse, avsettes i filterkaken som en integrert komponent i denne, hvoretter filterkaken bringes i kontakt med en sur løsning for å aktivere peroksidet i en slik tidsperiode at polymeren inne i filterkaken nedbrytes.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,
karakterisert ved at det alkaliske, vannbaserte fluid som anvendes, inneholder en mettet løsning av et vannløselig salt med suspenderte partikler av et vannløselig brodannende middel som er uløselig i den mettede løsning.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 2,
karakterisert ved at den sure løsning som anvendes, omfatter en syre i en mettet løsning av det vannløselige salt.
4. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, 2 eller 3,
karakterisert ved at filterkaken med innhold av den nedbrutte polymer vaskes med et fluid som de brodannende partikler kan løses i.
5. Fremgangsmåte som angitt som angitt i krav 1,
karakterisert ved at nevnte filterkake utgjør en andre filterkake som fra et alkalisk, vannbasert fluid avsettes på overflaten av en første filterkake avsatt på sidene av et borehull under brønnborings- eller brønnvedlikeholdsoperasjoner fra et alkalisk, vannbasert fluid som inneholder en eller flere polysakkarid-polymerer og et brodannende middel, hvoretter de kombinerte filterkaker bringes i kontakt med en sur løsning for å aktivere peroksidet i en slik tidsperiode at polymeren inne i filterkakene nedbrytes.
6. Alkalisk, vannbasert brønnborings- eller brønnvedlikeholdsfluid som inneholder en eller flere polysakkarid-polymerer og et brodannende middel,
karakterisert ved at fluidet inneholder mellom omtrent 2 og 50 kg/m<3> av et peroksid som er suspendert i fluidet og er valgt fra en materialgruppe bestående av jordalkalimetall-peroksider, sinkperoksid samt blandinger av disse.
7. Fluid som angitt i krav 6,
karakterisert ved at det inneholder en alkalisk, vandig væske som er en mettet løsning av et vannløselig salt, idet det brodannende middel har størrelsestilpasset partikkelform og utgjøres av et vannløselig salt som ikke er løselig i den alkaliske, vandige væske.
8. Fluid som angitt i krav 7,
karakterisert ved at det inneholder mellom omtrent 0,7 og 14 kg/m<3> av en tilsats valgt fra en materialgruppe bestående av reduseringsmidler, frie radikale scavengers samt blandinger av disse.
9. Fluid som angitt i krav 7,
karakterisert ved at det inneholder mellom omtrent 0,7 og 14 kg/m<3 >natrium-tiosulfat, mens peroksidet er magnesiumperoksid.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/212,814 US5607905A (en) | 1994-03-15 | 1994-03-15 | Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO950946D0 NO950946D0 (no) | 1995-03-13 |
NO950946L NO950946L (no) | 1995-09-18 |
NO310314B1 true NO310314B1 (no) | 2001-06-18 |
Family
ID=22792525
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19950946A NO310314B1 (no) | 1994-03-15 | 1995-03-13 | Fremgangsmåte og fluid for å lette fjerning av filterkake i borehull |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US5607905A (no) |
EP (1) | EP0672740B1 (no) |
AU (1) | AU689842B2 (no) |
CA (1) | CA2140845C (no) |
DE (1) | DE69517223T2 (no) |
DK (1) | DK0672740T3 (no) |
NO (1) | NO310314B1 (no) |
Families Citing this family (169)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5607905A (en) * | 1994-03-15 | 1997-03-04 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake |
US5612293A (en) * | 1994-12-22 | 1997-03-18 | Tetra Technologies, Inc. | Drill-in fluids and drilling methods |
WO1997026311A1 (en) * | 1996-01-16 | 1997-07-24 | Great Lakes Chemical Corporation | High density viscosified aqueous compositions |
US6667279B1 (en) | 1996-11-13 | 2003-12-23 | Wallace, Inc. | Method and composition for forming water impermeable barrier |
US5975220A (en) * | 1997-05-28 | 1999-11-02 | Bj Services Company | Mud suspension control system |
US6248700B1 (en) * | 1997-11-05 | 2001-06-19 | Great Lakes Chemical | Carboxylate-based well bore treatment fluids |
US6173778B1 (en) | 1998-05-27 | 2001-01-16 | Bj Services Company | Storable liquid systems for use in cementing oil and gas wells |
GB2338254B (en) * | 1998-06-12 | 2002-10-16 | Sofitech Nv | Well completion clean-up fluids and method for cleaning up drilling and completion filtercakes |
US6131661A (en) * | 1998-08-03 | 2000-10-17 | Tetra Technologies Inc. | Method for removing filtercake |
GB2351098B (en) | 1999-06-18 | 2004-02-04 | Sofitech Nv | Water based wellbore fluids |
US6300286B1 (en) * | 1999-08-05 | 2001-10-09 | Texas United Chemical Company, L.L.C. | Divalent cation-containing well drilling and service fluid |
US6576597B2 (en) * | 1999-08-05 | 2003-06-10 | Texas United Chemical Company, Llc. | Method of increasing the low shear rate viscosity and shear thinning index of divalent cation-containing fluids and the fluids obtained thereby |
EP1212385B1 (en) * | 1999-09-07 | 2015-12-30 | Akzo Nobel Surface Chemistry Aktiebolag | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
US7358215B1 (en) | 1999-09-07 | 2008-04-15 | Akzo Nobel Surface Chemistry Llc | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
GB2371823B (en) | 1999-09-24 | 2004-09-01 | Akzo Nobel Nv | A method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation |
US6818594B1 (en) * | 1999-11-12 | 2004-11-16 | M-I L.L.C. | Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use |
US6521198B2 (en) * | 2000-05-17 | 2003-02-18 | The Regents Of The University Of California | Metal surfaces coated with molecular sieve for corrosion resistance |
US6422314B1 (en) * | 2000-08-01 | 2002-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
US6494263B2 (en) * | 2000-08-01 | 2002-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
US7168489B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids |
US7276466B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for reducing the viscosity of a fluid |
US7080688B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for degrading filter cake |
US7140438B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications |
US6561273B2 (en) * | 2001-06-19 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil based compositions and method for temporarily sealing subterranean zones |
US6830104B2 (en) | 2001-08-14 | 2004-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well shroud and sand control screen apparatus and completion method |
US6837309B2 (en) * | 2001-09-11 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts |
CN100540844C (zh) * | 2001-09-11 | 2009-09-16 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于控制脱砂的方法 |
US7066284B2 (en) * | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
US6626241B2 (en) | 2001-12-06 | 2003-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of frac packing through existing gravel packed screens |
US6861394B2 (en) * | 2001-12-19 | 2005-03-01 | M-I L.L.C. | Internal breaker |
US6702044B2 (en) * | 2002-06-13 | 2004-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating formations or forming chemical casing or both while drilling |
US20040138069A1 (en) * | 2003-01-15 | 2004-07-15 | Sarkis Kakadjian | Drilling fluid with circulation loss reducing additive package |
US6877563B2 (en) * | 2003-01-21 | 2005-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and completing well bores |
US6935426B1 (en) | 2003-02-04 | 2005-08-30 | Encana Oil & Gas (Usa) Inc. | System and method for polymer filter cake removal |
US7786049B2 (en) * | 2003-04-10 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations |
US7044220B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
US20050130848A1 (en) * | 2003-06-27 | 2005-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
US7032663B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
US7228904B2 (en) | 2003-06-27 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
US7178596B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
US7044224B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and methods of fracturing utilizing permeable cement in subterranean well bores |
US7036587B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting treating fluids in subterranean zones and degradable diverting materials |
US7678281B2 (en) | 2003-07-18 | 2010-03-16 | Bj Services Company | Method of reclaiming brine solutions using an organic chelant |
US7674384B2 (en) * | 2003-07-18 | 2010-03-09 | Bj Services Company | Method of reclaiming brine solutions using an organic chelant |
US7172703B2 (en) * | 2003-07-18 | 2007-02-06 | Bj Services Co | Method of reclaiming a well completion brine solutions using an organic chelant |
US7144512B2 (en) * | 2003-07-18 | 2006-12-05 | Bj Services Company | Method of reclaiming brine solutions using an organic chelant |
US20050028976A1 (en) * | 2003-08-05 | 2005-02-10 | Nguyen Philip D. | Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates |
US8541051B2 (en) * | 2003-08-14 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate |
US7497278B2 (en) * | 2003-08-14 | 2009-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in a subterranean formation |
US6997259B2 (en) * | 2003-09-05 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for forming a permeable and stable mass in a subterranean formation |
US7021377B2 (en) * | 2003-09-11 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing filter cake from well producing zones |
US7833944B2 (en) * | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
US7829507B2 (en) * | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
US7674753B2 (en) * | 2003-09-17 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations |
US7159658B2 (en) * | 2003-09-19 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean zones |
US20050101491A1 (en) * | 2003-11-11 | 2005-05-12 | Vollmer Daniel P. | Cellulosic suspensions employing alkali formate brines as carrier liquid |
US20050101490A1 (en) * | 2003-11-11 | 2005-05-12 | Vollmer Daniel P. | Cellulosic suspensions of alkali formate and method of using the same |
US7195068B2 (en) * | 2003-12-15 | 2007-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations |
US7096947B2 (en) * | 2004-01-27 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations |
US7156174B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Contained micro-particles for use in well bore operations |
US7204312B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
US7703529B2 (en) * | 2004-02-13 | 2010-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Gel capsules for solids entrainment |
US20050183741A1 (en) * | 2004-02-20 | 2005-08-25 | Surjaatmadja Jim B. | Methods of cleaning and cutting using jetted fluids |
US7172022B2 (en) * | 2004-03-17 | 2007-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations |
US7353879B2 (en) * | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
US7093664B2 (en) * | 2004-03-18 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin |
US20070078063A1 (en) * | 2004-04-26 | 2007-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids and methods of treating subterranean formations |
JP4243853B2 (ja) * | 2004-06-08 | 2009-03-25 | セイコーエプソン株式会社 | 強誘電体キャパシタの製造方法、および強誘電体メモリの製造方法 |
US7547665B2 (en) * | 2005-04-29 | 2009-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US7621334B2 (en) * | 2005-04-29 | 2009-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US7475728B2 (en) * | 2004-07-23 | 2009-01-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of use in subterranean formations |
US20060032633A1 (en) * | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Nguyen Philip D | Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers |
US20060046938A1 (en) * | 2004-09-02 | 2006-03-02 | Harris Philip C | Methods and compositions for delinking crosslinked fluids |
US7299869B2 (en) | 2004-09-03 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Carbon foam particulates and methods of using carbon foam particulates in subterranean applications |
US7413017B2 (en) * | 2004-09-24 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations |
US7553800B2 (en) * | 2004-11-17 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations |
US7648946B2 (en) * | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
US20060135372A1 (en) * | 2004-12-21 | 2006-06-22 | Tetra Technologies, Inc. | Controlled degradation of filtercakes and other downhole compositions |
US20060169182A1 (en) | 2005-01-28 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
US8030249B2 (en) * | 2005-01-28 | 2011-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
US7178773B2 (en) * | 2005-01-28 | 2007-02-20 | Erco Leuchten Gmbh | Surface mount lamp |
US20080009423A1 (en) * | 2005-01-31 | 2008-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
US7267170B2 (en) * | 2005-01-31 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
US7497258B2 (en) * | 2005-02-01 | 2009-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions |
US7353876B2 (en) * | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
US20060169448A1 (en) * | 2005-02-01 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
US20060172894A1 (en) * | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
US20060172895A1 (en) * | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
US20070298977A1 (en) * | 2005-02-02 | 2007-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
US8598092B2 (en) * | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
US20060169450A1 (en) * | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
US7506689B2 (en) * | 2005-02-22 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations |
US7216705B2 (en) * | 2005-02-22 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of placing treatment chemicals |
EP1866367A2 (en) * | 2005-04-05 | 2007-12-19 | CIBA SPECIALTY CHEMICALS HOLDING INC. Patent Departement | Additive mixtures for agricultural articles |
US7905287B2 (en) * | 2005-04-19 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation |
US7943555B2 (en) | 2005-04-19 | 2011-05-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Wellbore treatment kits for forming a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation |
US7662753B2 (en) * | 2005-05-12 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
US7677315B2 (en) * | 2005-05-12 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
US7608567B2 (en) * | 2005-05-12 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
US20060276345A1 (en) * | 2005-06-07 | 2006-12-07 | Halliburton Energy Servicers, Inc. | Methods controlling the degradation rate of hydrolytically degradable materials |
US8455404B2 (en) * | 2005-07-15 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations |
US7833945B2 (en) | 2005-07-15 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations |
ITMI20051559A1 (it) * | 2005-08-10 | 2007-02-11 | Eni Spa | Procedimento per la rimozione di barriere impermeabili presenti nei pozzi petroliferi |
US7484564B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
US7595280B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
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 |
US7713916B2 (en) * | 2005-09-22 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
US7461697B2 (en) * | 2005-11-21 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying particulate surfaces to affect acidic sites thereon |
US20070125542A1 (en) * | 2005-12-07 | 2007-06-07 | Akzo Nobel N.V. | High temperature gellant in low and high density brines |
US20100132951A1 (en) * | 2005-12-16 | 2010-06-03 | Tetra Technologies, Inc. | Controlled De-functionalization of Filtercakes and Other Downhole Compositions |
US20070173416A1 (en) * | 2006-01-20 | 2007-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment compositions for use in acidizing a well |
US7237610B1 (en) | 2006-03-30 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
US7608566B2 (en) * | 2006-03-30 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
US20070284114A1 (en) | 2006-06-08 | 2007-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a consumable downhole tool |
US20080257549A1 (en) | 2006-06-08 | 2008-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable Downhole Tools |
US20080026959A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
US20080026960A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
US20080026955A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
US8329621B2 (en) | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
US7678743B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7678742B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7687438B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7455112B2 (en) * | 2006-09-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the control of the rates of acid-generating compounds in acidizing operations |
US7686080B2 (en) * | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
US8220548B2 (en) | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
US7923417B2 (en) * | 2007-01-23 | 2011-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications |
US7928040B2 (en) * | 2007-01-23 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications |
CA2675298C (en) * | 2007-01-23 | 2012-08-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications |
US20080202764A1 (en) * | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
BRPI0815074A2 (pt) | 2007-08-03 | 2015-02-03 | Mi Llc | Rompedor de ação retardada |
US20090062157A1 (en) * | 2007-08-30 | 2009-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions related to the degradation of degradable polymers involving dehydrated salts and other associated methods |
US7678745B2 (en) | 2007-09-24 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity reduction |
US7947745B1 (en) | 2007-10-09 | 2011-05-24 | Fritz Industries, Inc | Reducing the viscosity of an aqueous fluid |
US20090197780A1 (en) * | 2008-02-01 | 2009-08-06 | Weaver Jimmie D | Ultrafine Grinding of Soft Materials |
US20090221453A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-03 | Sumitra Mukhopadhyay | Treatment Fluid With Oxidizer Breaker System and Method |
CN101970793B (zh) * | 2008-03-12 | 2014-10-08 | M-I钻井液英国有限公司 | 处理井筒的方法和系统 |
US8235102B1 (en) | 2008-03-26 | 2012-08-07 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Consumable downhole tool |
US8327926B2 (en) | 2008-03-26 | 2012-12-11 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Method for removing a consumable downhole tool |
US8006760B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
US20110094747A1 (en) * | 2008-05-09 | 2011-04-28 | M-I L.L.C. | Method of remediating bit balling using oxidizing agents |
US7906464B2 (en) | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
US7833943B2 (en) | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
CA2869654C (en) | 2008-11-13 | 2015-09-08 | M-I L.L.C. | Particulate bridging agents used for forming and breaking filtercakes on wellbores |
US20100212906A1 (en) * | 2009-02-20 | 2010-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for diversion of hydraulic fracture treatments |
US7998910B2 (en) * | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
US8575075B2 (en) * | 2009-02-27 | 2013-11-05 | Fmc Corporation | Oil-field viscosity breaker method utilizing a peracid |
AU2010226842B2 (en) * | 2009-03-18 | 2014-04-10 | M-I Drilling Fluids Uk Limited | Well treatment fluid |
US9139759B2 (en) * | 2009-04-02 | 2015-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating a subterranean formation with combined breaker and fluid loss additive |
US10717922B2 (en) * | 2009-05-13 | 2020-07-21 | Abdullah Al-Dhafeeri | Composition and method for stimulation of oil production in sandstone formations |
US8082992B2 (en) | 2009-07-13 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid-controlled geometry stimulation |
US9464222B2 (en) * | 2011-03-09 | 2016-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Well fluid and method of servicing a well |
WO2013086282A1 (en) * | 2011-12-07 | 2013-06-13 | Saudi Arabian Oil Company | Two-stage filter cake removal composition for drilling fluids and method of use thereof |
GB2517114B (en) | 2012-05-31 | 2018-02-14 | M-I L L C | Surface active additives for oil-based mud filter cake breakers |
US9611716B2 (en) | 2012-09-28 | 2017-04-04 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for reducing fluid loss |
US9399729B2 (en) | 2013-04-04 | 2016-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
BR112015025578A2 (pt) | 2013-04-10 | 2017-07-18 | Ecolab Usa Inc | composição para reticular polímeros em solução aquosa, fluido de fratura ou composição de fluido de serviço de poço, e, método para recuperar hidrocarbonetos |
US9816363B2 (en) | 2013-05-17 | 2017-11-14 | Superior Energy Services, Llc | Polysaccharide delivery unit for wellbore treatment agent and method |
HUE046841T2 (hu) | 2013-05-24 | 2020-03-30 | Tucc Tech Llc | Kezelõ folyadékok nem oxidáló osztályba tartozó szervetlen peroxid polimerlánctörõkkel és eljárások alkalmazásukra |
WO2015017633A1 (en) | 2013-08-02 | 2015-02-05 | Dow Global Technologies Llc | Encapsulated internal filter cake breakers with improved release properties |
CA2980856C (en) | 2015-05-21 | 2019-08-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid for use in horizontal directional drilling operations |
US10308860B2 (en) | 2015-06-15 | 2019-06-04 | Ethical Solutions Llc | Compositions and methods for filter cake removal |
WO2017196567A1 (en) * | 2016-05-12 | 2017-11-16 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Method for formation of an aqueous well treatment fluid with biocidal activity |
CN106634878B (zh) * | 2016-11-16 | 2018-02-06 | 中国石油大学(北京) | 钻井液添加剂组合物及其应用和适于高承压随钻堵漏的水基钻井液及其应用 |
US11168555B2 (en) * | 2017-06-09 | 2021-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method for temporary isolation of well interval, method for hydraulic refracturing, and method for well killing |
CN108587594A (zh) * | 2018-04-17 | 2018-09-28 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 一种压裂返排液的处理方法及其应用 |
US11434407B2 (en) * | 2020-07-07 | 2022-09-06 | Saudi Arabian Oil Company | Rheology modifier with a fatty alcohol for organoclay-free invert emulsion drilling fluid systems |
US11384269B1 (en) * | 2021-10-21 | 2022-07-12 | Alexander P. Mathews | Deicing agents containing oxygen release compounds |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3167510A (en) * | 1960-11-25 | 1965-01-26 | Stein Hall & Co Inc | Fluid and process for treating wells |
US3529666A (en) * | 1968-07-30 | 1970-09-22 | Dow Chemical Co | Method of improving permeability of geologic formations by removal of organic material therefrom |
US4440651A (en) * | 1980-09-08 | 1984-04-03 | Standard Oil Company | Use of peroxide in waterflood oil recovery |
US4464268A (en) * | 1982-01-11 | 1984-08-07 | Texaco Inc. | Method for restoring permeability of injection wells |
US4609475A (en) * | 1984-02-24 | 1986-09-02 | Halliburton Company | Method of improving the permeability of a subterranean formation by removal of polymeric materials therefrom |
US5019289A (en) * | 1988-11-25 | 1991-05-28 | The Clorox Company | Stable liquid detergent containing insoluble oxidant |
US5253711A (en) * | 1992-03-02 | 1993-10-19 | Texas United Chemical Corp. | Process for decomposing polysaccharides in alkaline aqueous systems |
US5238065A (en) * | 1992-07-13 | 1993-08-24 | Texas United Chemical Corporation | Process and composition to enhance removal of polymer-containing filter cakes from wellbores |
US5624886A (en) * | 1992-07-29 | 1997-04-29 | Bj Services Company | Controlled degradation of polysaccharides |
US5447199A (en) * | 1993-07-02 | 1995-09-05 | Bj Services Company | Controlled degradation of polymer based aqueous gels |
US5607905A (en) * | 1994-03-15 | 1997-03-04 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake |
-
1994
- 1994-03-15 US US08/212,814 patent/US5607905A/en not_active Expired - Lifetime
-
1995
- 1995-01-23 CA CA002140845A patent/CA2140845C/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-03-09 AU AU14722/95A patent/AU689842B2/en not_active Expired
- 1995-03-13 NO NO19950946A patent/NO310314B1/no not_active IP Right Cessation
- 1995-03-14 DK DK95301660T patent/DK0672740T3/da active
- 1995-03-14 EP EP95301660A patent/EP0672740B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-03-14 DE DE69517223T patent/DE69517223T2/de not_active Expired - Fee Related
-
1996
- 1996-10-16 US US08/732,151 patent/US5783527A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU1472295A (en) | 1995-09-21 |
EP0672740A1 (en) | 1995-09-20 |
CA2140845A1 (en) | 1995-09-16 |
US5783527A (en) | 1998-07-21 |
US5607905A (en) | 1997-03-04 |
DE69517223D1 (de) | 2000-07-06 |
NO950946L (no) | 1995-09-18 |
AU689842B2 (en) | 1998-04-09 |
DE69517223T2 (de) | 2001-02-22 |
EP0672740B1 (en) | 2000-05-31 |
CA2140845C (en) | 2005-10-25 |
NO950946D0 (no) | 1995-03-13 |
DK0672740T3 (da) | 2000-08-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO310314B1 (no) | Fremgangsmåte og fluid for å lette fjerning av filterkake i borehull | |
US5238065A (en) | Process and composition to enhance removal of polymer-containing filter cakes from wellbores | |
EP1109875B1 (en) | Bromate/bromine filtercake removal fluid | |
CA2338444C (en) | Polysaccharide-containing well drilling and servicing fluids | |
US6640898B2 (en) | High temperature seawater-based cross-linked fracturing fluids and methods | |
EP1461399B1 (en) | Improved internal breaker | |
CA2461297C (en) | Viscous well treating fluids and methods | |
NO331598B1 (no) | Bore- og vedlikeholdsvaesker og fremgangsmater for a fjerne filterkakeavsetninger | |
NO326543B1 (no) | Fremgangsmate ved fjerning av filterkake ved boring og komplettering av uforet borebronn | |
NO328671B1 (no) | Aphroninneholdende bronnborings- og servicefluid med forsterket stabilitet | |
NO177325B (no) | Brönnbehandlingsvæske og tilsetningsmiddel | |
NO329904B1 (no) | Borefluid og vedlikeholdsfluid, fremgangsmate for deres fremstilling samt deres anvendelse | |
MX2010012058A (es) | Metodos y fluidos de orificio de pozo con base acuosa para reducir la perdida de fluido en el orificio del pozo y filtrar las perdidas. | |
NO317392B1 (no) | Fremgangsmate for bryting av stabiliserte, viskositetsregulerte fluider | |
AU2007211354A1 (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
WO2010099055A2 (en) | Peracid oil-field viscosity breaker and method | |
MXPA02005738A (es) | Concentrados de fluido de tratamiento de formacion subterranea, fluidos y metodos de tratamiento. | |
NO316401B1 (no) | Fremgangsmåte for forbedret stimuleringsbehandling | |
US7156178B2 (en) | Compositions containing a buffer and a peroxide or peracid useful for treating wells | |
NO174523B (no) | Fremgangsmaate for midlertidig plugging av underjordiske formasjoner | |
NO844884L (no) | Polymerer for anvendelse ved oljeboring | |
US7093659B2 (en) | Controlling chlorite or hypochlorite break rate of well treatment fluids using magnesium or calcium ions | |
US20230174840A1 (en) | Drill-in fluid compositions and methods |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |