NO316287B1 - Fremgangsmate og anordning for plassering av en plugg - Google Patents
Fremgangsmate og anordning for plassering av en plugg Download PDFInfo
- Publication number
- NO316287B1 NO316287B1 NO19982338A NO982338A NO316287B1 NO 316287 B1 NO316287 B1 NO 316287B1 NO 19982338 A NO19982338 A NO 19982338A NO 982338 A NO982338 A NO 982338A NO 316287 B1 NO316287 B1 NO 316287B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- plug
- fluid
- chemical compound
- cement
- stated
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 59
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 24
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 4
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 4
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 2
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 33
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 19
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 17
- 239000006187 pill Substances 0.000 description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 6
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 4
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 4
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 3
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920005439 Perspex® Polymers 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 description 1
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 229940059904 light mineral oil Drugs 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Making Paper Articles (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse gjelder fremgangsmåter og materialer for plassering av en permanent plugg i en brønnboring Nærmere bestemt gjelder den pluggplasseringsmåter som omfatter innsprøytning av en kjemisk forbindelsen med høy viskositet under pluggens dybdeutstrekning av pluggen
Pluggmg av en oljebrønn er en vanlig sementermgsoperasjon som finner sted av mange forskjellige grunner, for eksempel for å danne sideforgrening på oversiden av en fisk (utstyr som er gått tapt i hullet), for å innlede retningsbonng i en svak formasjon, for å plugge en sone eller en fullstendig brønn som skal opp-gis, for å løse et problem i forbindelse med tapt sirkulasjon som er oppstått under boring, eller for å danne en prøveforanknng når en svak formasjon foreligger i et åpnet hull på undersiden av den sone som skal testes I alle disse tilfeller kreves det ofte en sementplugg for å fylle en sone i en dybde som ligger betraktelig over bunnen av brønnen, slik at et dypt rottehull fremkommer på undersiden av det sementerte området Under disse omstendigheter opptrer det ofte problemer og det kan hende at flere forsøk må gjøres for å oppnå en godtakbar plugg En viktig grunn for dette er at sementen ofte har betraktelig høyere densitet enn det borefluid som innledningsvis befinner seg i brønnboringen I denne situasjon er sementpluggen ustabil og den kan falle gjennom borefluidet, som da vil forurense sementen og gjøre at det dannes en sviktende plugg
Flere fremgangsmåter er blitt foreslått tidligere for å understøtte sement-plugger, men ingen av disse har gitt helt tilfredsstillende resultater I en artikkel av R C Smith et al, Journal of Petroleum Technology, november 1984, sidene 1897-1904, foreslås innsetning av en viskøs pille under det ønskede plasseringssted for bunnen av sementen (BOC) Denne pille kan fremstilles ved å tilsette en viskositetsøker, slik som bentonitt, til det foreliggende brønnslam eller ved å danne et viskøst avstandsstykke ved for eksempel å anvende MUDPUSH XL (han-delsnavn for Schlumberger Dowell) Forsøksarbeider har imidlertid vist at denne fremgangsmåte ikke alltid er pålitelig og at sementen fremdeles kan kanaliseres gjennom den viskøse pille
Et alternativ til den viskøse pille er den reaktive viskøse pille (RVP) som inneholder en tilleggskomponent som reagerer enten med det borefluid som til å begynne med fyller brønnen eller eventuell sement som begynner å falle gjennom pillen Eksempler på RVP-metoden er beskrevet av D L Bour et al, SPE 15008
(1986), 107-193 Den reaktive komponent er vanligvis natnumsilikat som reagerer med kalsiumioner til å danne et stivt gel Denne metode baserer seg på god sammenblanding mellom RVP og sementen eller borefluidet, og dette er vanskelig å oppnå på en slik måte at geldannings-området strekker seg tvers over hele brønnboringens tverrsnitt Den plassenngsprosedyre som vanligvis anvendes nedsetter faktisk sammenblandingen under p lasse ringsprosessen, og det angis at reaksjonen innledes ved sement som faller gjennom RVP-matenalet
Det er derfor et formål for oppfinnelsen å forbedre de kjente fremgangsmåter som anvendes for plassering av en plugg i en brønnboring, for derved å forhindre at pluggen svikter Det er et nærmere bestemt formål for oppfinnelsen å forbedre fremgangsmåten som utnytter en viskøs pille på en slik måte at den resulterende pille får forbedrede gelstyrke-egenskaper
Med hensyn til foreliggende oppfinnelse er det videre av interesse fluider som danner et stivt gel, uten behov for blanding med et annet fluid nede i borehullet Disse fluider anvendes på områder innefor oljeindustrien, for eksempel ved tapt sirkulasjon eller konformitetsregulenng De fleste av disse fluider danner gel på grunn av en reaksjon som settes i gang ved det tidspunkt de blandes på jordoverflaten og har bare en fast tid (vanligvis sterkt avhengig av temperaturen) etter blandingen hvorunder de kan anbringes på det tilsiktede sted i brønnboringen
En klasse av disse fluider tykner på grunn av en kjemisk reaksjon som innledes ved at de utsettes for høy skjærpåkjenning Denne skjærkraft kan frembringes av et munnstykke ved ytterenden av et borerør som anvendes for å an-bnnge fluidene i brønnboringen US patentskrift nr 4 663 366 angir en emulsjon hvor oljefasen inneholder en hydrofil leire som sveller i vann, slik som bentonitt, og som innledningsvis holdes separat fra vannfasen ved hjelp av en membran eller film av polymermatenale Denne membran er dannet av en polyamin-derivat dis-pergert i oljefasen og et polyakrylamid, samt en polykarboksyl-syre som er oppløst i vannfasen Når emulsjonen utsettes for høye skjærkrefter, blir membranen revet i stykker og bentomtten bringes i kontakt med vannet, og ved dette tidspunkt vil den svelle og fortykke væsken
Internasjonal patentsøknad nr WO 94/28085 angir et alternativt fluid be-stående av en emulsjon av en sammenhengende oljefase som inneholder et emulgeringsmiddel og et tverrbmdingsmiddel for et polysakkarid og en usammen-hengende vannfase som inneholder et polysakkand Når denne væske utsettes for høy skjærpåkjenmng, blir emulsjonen brutt opp, hvilket bnnger polysakkaridet til å fornettes og danne et gel som er meget sterkere enn det som er angitt i US patentskrift nr 4 663 366 Det foreslåtte bruk av det angitte fluid i den internasjonale patentsøknad WO 94/28085 var for å forhindre «tap av sirkulasjon» eller lek-kasje av fluider fra brønnboringen mn i jordformasjonen, og materialet var tilsiktet å vandre inn i formasjonen og så raskt sette seg, samt derved forhindre ytterligere fluidtap fra brønnboringen
Som ytterligere eksempel på kjent teknikk på området, kan nevnes US
4 275 788 som omhandler en plugg-plassenng ved injisenng av en væske med høy densitet i brønnboringen og valg av et pluggmatenale, eller nærmere bestemt en sement, som har lavere densitet enn væsken Under disse forhold bæres plugg/sementmatenalet av høydensitet-væsken Med andre ord, en meget ele-mentær form for "pillebehandling"
Formålene for oppfinnelsen oppnås ved en fremgangsmåte og anordninger som angitt i de etterfølgende selvstendige patentkrav
Ett aspekt ved foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte for innset-nmg av en permanent plugg, fortrinnsvis en sementplugg, i en brønnboring på en slik måte at den permanente plugg med høy densitet understøttes på oversiden av et (bore)-fluid med mindre densitet ved hjelp av et tredje matenal inntil den permanente plugg er herdet og blir selvbærende Dette er oppnådd ved å plassere en spesiell fluidpille på undersiden av den tilsiktede plassering av sementpluggen Ved et gitt tidspunkt etter plasseringen av fluidpillen i brønnboringen, det vil si stivnetiden for fluidpillen, vil den bli gjenstand for en reaksjon som forandrer dens fysiske egenskaper fra å være en lett pumpbar væske til å bli et seigt elastisk fast stoff, som er tilstrekkelig sterkt til å bære en sement med høy densitet på oversiden av et borefluid med mindre densitet
Det er særlig fordelaktig at reaksjonen settes i gang av høy skjærpåkjenmng på et forutbestemt sted i et plassenngsrør, for eksempel ved dets nedre ende eller på et sted høyere opp I motsetning til andre fremgangsmåter krever den her foreslåtte teknikk ikke god blanding med et annet fluid nede i borehullet, og den påvirkes ikke på uheldig måte av forsinkelse mellom blandingen på jordoverflaten og plasseringen
Det er viktig at densiteten av fluidpillen er tilpasset densiteten av det fluid som til å begynne med befinner seg i brønnbonngen, slik at den forblir ubevegelig mellom plasseringen og geldannelsen, og dette oppnås ved å tynge fluidet med et fast stoff i partikkelform og med høy densitet, slik som Bante Etter at fluidet har stivnet, blir materialet for den permanente plugg, for eksempel sement, sprøytet inn på et sted i brønnboringen like over oversiden av det geldannede material, som da gjør tjeneste som en bærer eller bro for pluggmatenalet med høyere densitet Gelstyrken som kan oppnås ved reaksjonen etter plasseringen, ligger godt over den tilsvarende verdi for et pumpbart fluid som ikke reagerer nede i borehullet Gelstyrken til det stivnede materiale ligger fortrinnsvis over 500 Pa, og heller over 1000 Pa, og helst i området mellom 2000 og 10000 Pa, eller til og med 15000 Pa
I tillegg vil fluidet formtilpasse seg den uregelmessige form av brønnboring-en før det stivner, hvilket muliggjør dets bruk i ukonsoliderte avsnitt av brønnbo-ringen eller avsnitt som er «ute av mål», hvor mekaniske innretninger som opp-blåsbare pakninger er av begrenset nytte
Foretrukne materialer for bruk ved fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er forbindelser av emulsjonstype og som avstabiliseres under skjærkrefter Eksempler på slike materialer er kjent fra de ovenfor omtalte patentdokumenter WO 94/28085 og US-4 663 366
Disse og andre særtrekk ved oppfinnelsen, foretrukne utførelser og varian-ter av disse, samt ytterligere fordeler ved oppfinnelsesgjenstanden vil kunne er-kjennes og forstås av fagfolk på området ut i fra følgende detaljerte beskrivelse og vedføyde tegninger Figurene 1A-D viser skjematisk plasseringen av en plugg i samsvar med oppfinnelsen Figurene 2A-C viser eksempler på verktøy for å brukes i samsvar med foreliggende oppfinnelse
Eksemplet angir en fremgangsmåte for setting av en sementplugg i en brønnboring på en slik måte at den tunge sement understøttes på oversiden av et mindre tungt borefluid inntil sementen er herdet 1 et innledende tnnn blir borefluidet 10 kondisjonert på samme måte som ved vanlig kjent pluggsementering Dette vil si at fluidet sirkuleres og dets Teolo-giske egenskaper justeres slik at de senere innsprøytede fluider lett kan fortrenge borefluidet
Figur 1A viser anbringelsen av plassenngsrøret 11 i passende dybde i brønnboringen 12 I figurene er to spesielle dybder avmerket som henholdsvis bunnen av sementen (BOC) og toppen av sementen (TOC) I sin første posisjon befinner plassenngsrøret seg under BOC-nivået, som ideelt sett er den øvre gren-seflate for den fluidpille som skal mnsprøytes
Eksempler på plassenngsrør er vist i figurene 2A-C Da kraftig skjærkraft som er egnet for utløsning av geldannelse-reaksjonen lett kan frembringes ved å innsnevre og/eller avlede strømningsbanen, er mange forskjellige utførelser mulig Ett enkelt plassenngsrør er frembrakt ved å anvende et rørstykke 20 med redusert diameter, slik som vist i figur 2A Et annet eksempel, som er angitt i figur 2B, er et såkalt sementenngsrør 21 Dette rampe er et rør som er lukket i bunnenden og med åpninger 211 utskåret i dets sidevegg Et tredje eksempel, som er vist i figur 2C, er en spesielt tilpasset rørdel 23 med et antall dyser 231 I tillegg til å frembringe en skjærkraft, kan dysene være utformet for å gi fluidstrømmen en foretrukket retning I det foreliggende eksempel antas det at et sementenngsrør anvendes som plassenngsrør
Både fluidpillen 13 og sementen 14 kan plasseres ved hjelp av en hvilken som helst av de nå kjente fremgangsmåter for plassering av en sementplugg i en brønnboring, forutsatt bare at volumstrømmen av det reotropiske fluid under plasseringen må være tilstrekkelig til å frembringe geldannelse-reaksjonen når det passerer gjennom strømmngsinnsnevringene i plassenngsrøret Typiske fremgangsmåter er (i) den balanserte pluggmetode, hvorved grenseflatene mellom de forskjellige fluider inne i og utenfor plassenngsrøret etter fortregningen befinner seg i samme nivå, (ii) dobbeltpluggmetoden som innebærer at to gummiplugger anvendes for å separere forskjellige fluider under fortregningen nede i plasse-nngsrøret, eller (ni) pumpe- og trekkemetoden hvor plassenngsrøret langsomt trekkes tilbake fra brønnboringen under plasseringen, slik at det innsprøytede material etterlates tilbake Plasseringen kan utføres gjennom borerør eller kveilrør
I tillegg kan passende avstandsfluider slik som vann, polymer som inneholder vandige løsninger, eller lignende, anvendes for å skille fluidpillen 13, pluggmatenalet 14 og/eller boreslammet 10 fra hverandre
Det skal nå henvises til figur 1B, hvor det sprøytes inn en fluidmengde 13 som reagerer slik at det danner et sterkt gel etter at fluidet har vært utsatt for høy skjærpåkjenning Sementeringsrøret 112 har åpninger 113 for å frembringe den nødvendige høye skjærkraft for å innlede geldannelse-reaksjonen i fluidpillen Etter innsprøytning av fluidpillen blir plassenngsrøret 10 trukket opp i brønnboringen til en posisjon (BOC) like over den fluidplugg som er dannet i brønnboringen Det innsprøytede fluid 13 tillates så å stivne
Etter stivningen av det innsprøytede fluid, blir sement 14 sprøytet inn ovenpå det første matenal 13, som nå gjør tjeneste som bærer for sementen og hind-rer den fra gjennomgående kanalisering inn i borefluidet 10 på undersiden Når sementen 14 når det forutbestemte TOC, blir innsprøytningen stoppet, røret beve-ges ut av sementen og pluggen tillates å herdes Det bør atter bemerkes at den beskrevne prosess er forenklet for å klargjøre omfanget av foreliggende oppfinnelse I praksis kan det vise seg vanskelig å plassere pluggen nøyaktig i samsvar med de forut fastlagte spesifikasjoner Det er vanlig praksis å utnytte generøse sikkerhetsmarginer med hensyn til herdingstidene, volumet av fluidpillen og andre parametere
I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen består fluidpillen 13 av en emulsjon, slik som angitt i den internasjonale patentsøknad WO 94/28085, og som omfatter (i) en oljefase som inneholder et emulgenngsmiddel og et tverrbindingsmid-del for en polysakkarid, og (n) en vannfase som inneholder et polysakkarid Et tyngingsmiddel kan tilsettes for å justere fluidets densitet Pillematenalet har den særegne egenskap at det forblir flytende inntil det utsettes for høy skjærpåkjenning med en strømningsinnsnevring i plassenngsinnretningen, og ved dette tidspunkt brytes den emulsjon som omfatter pillen, og polysakkaridet og fornetnings-middelet bringes i innbyrdes kontakt Etter skjærkraftpåvirkningen blir pillen gjenstand for geldannelse, slik at den danner en sterk plattform som er i stand til å bære den sementplugg som blir anbrakt ovenpå pillen
Ved et laboratorieforsøk viste det seg at denne foreslåtte teknikk var i stand til å understøtte en vanlig sement av klasse G og med spesifikk vekt,
SG = 1,9 på oversiden av et borefluid med SG = 1,0 Dette er den største densi-tetsforskjell som det er vanlig å støte på ved pluggsementenng Forsøksapparatu-ren besto av et vertikalt perspeks-rør med diameter på 2 tommer og som ble innledningsvis fylt med borefluidet og en løsning av 4 gl_ Xanthangummi i ferskvann En fluidpille ble blandet til å bestå av (1) for oljefasen -175 ml lett mineralolje, 0,5 g kommersielt tilgjengelig overflateaktivt middel (EMUL HT tilgjengelig fra Schlumberger Dowell), 3 g Bentonit og 2,5 g kalk (2) For vannfasen - 375 ml av en løs-ning av 8 g/l Xanthan i vann og 60 g Bante Dette ble-blandet under forhold med forholdsvis lav skjærkraft ved anvendelse av en skovlblander, hvilket førte til et fluid med SG = 1,03, som er lik densiteten av det borefluid som på forhånd fylte røret
Pillematenalet ble utsatt for skjærkraft ved et trykkfall på 600 psi (4,137 Mpa) og derpå sprøytet inn i prøveseksjonen gjennom et stålrør med åpen ende og med diameter 1 tomme (2,5 cm) Stålrøret ble trukket opp under plasseringen for å etterlate et område perspeks-røret med lengde på omtrent 12 tommer (30,5 cm) fulgt av pillematenalet Mer Xanthan-løsning ble så sprøytet inn for å rense stålrøret og pillen ble derpå tillatt å stivne uforstyrret 140 minutter Etter denne tid ble sement sprøytet inn gjennom stålrøret til et område like på oversiden av det stivnede material og plassenngsrøret ble derpå trukket til bake Sementen forble da i denne posisjon, understøttet av det underliggende stivnede material i flere timer uten noen observerbar bevegelse Dette var i motsetning til det tilsvarende forsøk som ble utført uten det spesielle pillematerial, og hvor sementen raskt falt igjennom den 4 g/l Xanthan-løsning for å komme til hvile på bunnen av modellen i løpet av sekunder
Claims (6)
1 Fremgangsmåte for plassering av en plugg i en brønnboring som strekker seg gjennom undergrunnsformasjoner, karakterisert ved at det før innsprøytningen av pluggmatenalet innsprøytes en kjemisk forbindelse for å bære pluggmatenalet under en herdningstidspenode, og hvor i det minste delvis stivning av den kjemiske forbindelse kan igangsettes ved hjelp av skjærkrefter
2 Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter -bestemmelse av et ønsket plasseringssted for pluggen, -innsprøytning av en forutbestemt mengde av den kjemiske forbindelse på en slik måte at stivningen av forbindelsen finner sted i et område nær bunnenden av det ønskede plasseringssted, -utsettelse av innsprøytningen av pluggmatenalet inntil den innsprøytede kjemiske forbindelse har oppnådd nødvendig styrke til å bære pluggmatenalet, -innsprøyting av pluggmatenalet
3 Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at den kjemiske forbindelse utgjøres av en emulsjon som avstabiliseres under påvirkning av skjærkrefter samt stivner etter avstabiliseringen
4 Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at den kjemiske forbindelse er en emulsjon som inneholder polymerer og fornetnings-midler atskilt av fasegrenser før skjærkreftene påføres
5 Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at den kjemiske forbindelse etter stivning oppviser en bærestyrke på mer enn 500 Pa
6 Anordning for plassering av en plugg på et forutbestemt plasseringssted inne i en brønn, omfattende pumpemidler, et rørstykke (20) som danner en fluid-bane fra pumpemidlene til nevnte plasseringssted, samt plasseringsmidler forbun-det med den nedre ende av rørstykket (20), karakterisert ved at plassenng smid lene omfatter åpninger (113) til å utøve skjærkrefter på et pumpet fluid for derved å sette i gang en stivning av fluidet
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB9710672A GB2325479B (en) | 1997-05-24 | 1997-05-24 | Plug placement method |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO982338D0 NO982338D0 (no) | 1998-05-22 |
NO982338L NO982338L (no) | 1998-11-25 |
NO316287B1 true NO316287B1 (no) | 2004-01-05 |
Family
ID=10812947
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19982338A NO316287B1 (no) | 1997-05-24 | 1998-05-22 | Fremgangsmate og anordning for plassering av en plugg |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6073694A (no) |
GB (1) | GB2325479B (no) |
NO (1) | NO316287B1 (no) |
Families Citing this family (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6938698B2 (en) * | 2002-11-18 | 2005-09-06 | Baker Hughes Incorporated | Shear activated inflation fluid system for inflatable packers |
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 |
AU2006311880B2 (en) * | 2005-11-04 | 2010-06-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Monitoring formation properties |
US9834719B2 (en) | 2010-11-30 | 2017-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for servicing subterranean wells |
US9950952B2 (en) | 2010-11-30 | 2018-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for servicing subterranean wells |
US20160230071A9 (en) * | 2011-11-21 | 2016-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for Plug Cementing |
US20130319670A1 (en) * | 2012-05-30 | 2013-12-05 | Lijun Lin | Methods for servicing subterranean wells |
US20140083700A1 (en) * | 2012-09-26 | 2014-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and Methods for Plug Cementing |
GB2518612B (en) | 2013-09-25 | 2020-07-15 | Equinor Energy As | Method of sealing a well |
SG11202002799YA (en) * | 2017-10-10 | 2020-04-29 | Saudi Arabian Oil Co | Thixotropic cement slurry and placement method to cure lost circulation |
US20220056780A1 (en) * | 2020-08-19 | 2022-02-24 | Conocophillips Company | Setting a cement plug |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3447608A (en) * | 1966-04-15 | 1969-06-03 | Dow Chemical Co | Open hole cement plugging |
US3831383A (en) * | 1972-07-18 | 1974-08-27 | Hole Pluggers Inc | Hole plugging method |
US4275788A (en) * | 1980-01-28 | 1981-06-30 | Bj-Hughes Inc. | Method of plugging a well |
US4339000A (en) * | 1980-08-28 | 1982-07-13 | Cronmiller Clifford P | Method and apparatus for a bridge plug anchor assembly for a subsurface well |
US4917185A (en) * | 1987-04-10 | 1990-04-17 | Mobil Oil Corporation | Method to improve matrix acidizing in carbonates |
DE69425982T2 (de) * | 1993-05-28 | 2001-04-26 | Den Norske Stats Oljeselskap A/S, Stavanger | Abdichtflüssigkeit zum abdichten einer unterirdischen formation |
US5368103A (en) * | 1993-09-28 | 1994-11-29 | Halliburton Company | Method of setting a balanced cement plug in a borehole |
-
1997
- 1997-05-24 GB GB9710672A patent/GB2325479B/en not_active Expired - Fee Related
-
1998
- 1998-05-20 US US09/082,390 patent/US6073694A/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-05-22 NO NO19982338A patent/NO316287B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB9710672D0 (en) | 1997-07-16 |
NO982338D0 (no) | 1998-05-22 |
NO982338L (no) | 1998-11-25 |
GB2325479B (en) | 1999-11-24 |
US6073694A (en) | 2000-06-13 |
GB2325479A (en) | 1998-11-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4633950A (en) | Method for controlling lost circulation of drilling fluids with hydrocarbon absorbent polymers | |
US5368103A (en) | Method of setting a balanced cement plug in a borehole | |
CA2694511C (en) | Methods of increasing fracture resistance in low permeability formations | |
US4275788A (en) | Method of plugging a well | |
CA2623057C (en) | In-situ solidification of invert emulsion fluids to form gas tight annular barrier | |
US4547298A (en) | Drilling mud composition which may be converted to cement upon irradiation | |
US20030029616A1 (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone | |
NO314420B1 (no) | Oljebasert sammensetning og fremgangsmåte for tetning av underjordiske soner | |
NO316287B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for plassering av en plugg | |
US4493592A (en) | Grouting method | |
US2800964A (en) | Recovery of lost circulation in a drilling well | |
US4120369A (en) | Method for drilling a well through unconsolidated dolomite formations | |
AU620911B2 (en) | Grouting method-chemical method | |
US5215147A (en) | Method for selectively closing an intermediate zone of a near wellbore area | |
US7530408B2 (en) | Method of consolidating an underground formation | |
NO313923B1 (no) | FremgangsmÕte for Õ hindre et fluid i Õ strömme i eller omkring et brönnrör ved hjelp av lösmasse | |
US2801077A (en) | Recovery of lost circulation in a drilling well | |
CA1082589A (en) | Method of consolidating a subterranean formation | |
WO2016076745A1 (en) | Compositions and methods for reducing lost circulation | |
Moehrl | Well grouting and well protection | |
RU2241819C1 (ru) | Способ ступенчатого цементирования скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах | |
Hamburger et al. | A shear-thickening fluid for stopping unwanted flows while drilling | |
USRE24942E (en) | Recovery of lost circulation in a | |
CA2036734C (en) | Treating underground formations | |
DD148899A3 (de) | Verfahren zur errichtung von zementbruecken |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA, 0125 OSLO, NO |
|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |