NO316321B1 - Fremgangsmåte for regulering av permeabiliteten i veggene i en br degree nn boretgjennom en geologisk formasjon, samt borefluid og anvendelse av ethydrofobt modifisert cellulosederivat - Google Patents
Fremgangsmåte for regulering av permeabiliteten i veggene i en br degree nn boretgjennom en geologisk formasjon, samt borefluid og anvendelse av ethydrofobt modifisert cellulosederivat Download PDFInfo
- Publication number
- NO316321B1 NO316321B1 NO19950831A NO950831A NO316321B1 NO 316321 B1 NO316321 B1 NO 316321B1 NO 19950831 A NO19950831 A NO 19950831A NO 950831 A NO950831 A NO 950831A NO 316321 B1 NO316321 B1 NO 316321B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- well
- hec
- hydroxyethyl cellulose
- hydrophobically modified
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 79
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 title claims abstract description 25
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 title claims abstract description 25
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 title claims abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims description 8
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 67
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims abstract description 67
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 67
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 29
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 19
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims description 17
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 17
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims description 17
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 13
- -1 alkyl radical Chemical class 0.000 claims description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 10
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 9
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Inorganic materials [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 7
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 7
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 claims description 6
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 claims description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 5
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 4
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 3
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 2
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims 1
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L magnesium chloride Substances [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims 1
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Inorganic materials [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 claims 1
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 claims 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 13
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 15
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 12
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 10
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 2
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 229910000497 Amalgam Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical group OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000002537 cosmetic Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N levoglucosan Chemical group O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]2CO[C@@H]1O2 TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—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
- 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
- C09K8/10—Cellulose 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
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/925—Completion or workover fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte anvendt i en brønn for regulering av filtreringen for et borefluid, et kompletteringsfluid eller et overhalings/rehabili- terings-fluid anbrakt i en brønn. Fremgangsmåten omfatter tilsetning av en på forhånd bestemt mengde av minst ett hydrofobt modifisert cellulosederivat. I en variant av oppfinnelsen er cellulosederivatet en hydrofobt modifisert hydroksyetylcellulose. Foreliggende oppfinnelse angår et borefluid, et kompletteringsfluid eller et overhalings/rehabiliterings-fluid som omfatter minst ett hydrofobt modifisert cellulosederivat, f. eks. hydrafobt modifisert hydroksyetylcellulose, og særlig viskositetsøkende midler, så som polymerer eller reaktiv leire.
Description
Foreliggende oppfinnelse angår boreoperasjoner gjennom-ført for å utvikle undergrunnsreservoarer som inneholder hydrokarboner Mer spesielt beskriver oppfinnelsen en fremgangsmåte for regulering av filtertap for et bore-, kompletterings- eller et brønnoverhalings/rehabiliterings-fluid som anvendes i en brønn boret gjennom geologiske formasjoner
Konvensjonelle teknikker for brønnboring, komplettering eller overhaling/rehabilitering, omfatter sirkulasjon av et injisert fluid mot bunnen av brønnen gjennom en rørstreng som utgjør borestrengen eller produksjonsstrengen, idet fluidet strømmer oppover mot overflaten gjennom ringrommet definert av brønnens vegger og borestrengens ytterside Under oppoverstrømning og under boring går en viss mengde borefluid inn i de porøse eller frakturerte geologiske formasjoner Denne tapte mengde fluid kalles et filtertap eller et filtrat Det er generelt ønskelig å begrense mengden av filtrat, ettersom den representerer et kostbart forbruk av produkter, ytterligere kondisjoneringsoperasjoner i slamkondisjonenngsanlegget, samt risiko for desta-bilisering av veggene i brønnen eller tilstopping av de geologisk produserende eller potensielt produserende soner
Mange flltratreduserende produkter for vannbaserte fluider, så som borefluider, kompletteringsfluider eller brønnoverhalings/rehabiliterings-fluider, er kjent innenfor fagområdet Anvendelsen av organiske kolloider, så som stivelse eller CMC (karboksymetylcellulose) kan f eks angis I dokument US-4 784 693 nevnes anvendelsen av en HMHEC-polymer eller hydrofobt modifisert hydroksycellulose som et filtratreduksjonsmiddel for en sementoppslemming i en rørstreng i en brønn Når det spesielle formål og sammensetningen av en sementoppslemming imidlertid tas i betraktning, er oppslemmmgens oppførsel og de fysikalske eller reologiske karakteristikker forskjellige fra karakteristikkene for et fluid, f eks et borefluid, et kompletteringsfluid eller et overhalings/rehabiliterings-fluid I virkeligheten er vanninnholdet, sammensetningen, saltinnholdet og forholdet faststoff/væske for en sementoppslemming særlig egnet for et fluid som er ment å stivne i brønnen I motsetning til dette er et fluid, så som et borefluid, et kompletteringsfluid eller et overha-lings/rehabiliterings-fluid, egnet for injeksjon mot brønnens bunn fra et pumpeanlegg på overflaten, for så enten å strømme opp til overflaten for å bearbeides og/eller kon-trolleres før en eventuell ny injeksjonssyklus, eller for å forbli i brønnen under opprettholdelse av de i hovedsak samme fysisk-kjemiske karakteristikker som de opprinnelige
Foreliggende oppfinnelse angår således en fremgangsmåte for regulering av permeabiliteten i veggene i en brønn boret gjennom minst en geologisk formasjon som har en gitt permeabilitet Fremgangsmåten kjennetegnes ved tilsetning av en på forhånd bestemt mengde av minst ett hydrofobt modifisert cellulosederivat til et volum av vannbasert fluid anvendt i brønnen under brønnboring, brønnkomplettering og brønnoverhaling/rehabilitering I en variant er cellulosederivatet en hydrofobt modifisert
hydroksyetylcellulose
Den modifiserte hydroksyetylcellulose kan inkludere et hydrofobt alkylradikal som har mellom 4 og 25 karbonatomer og fortrinnsvis mellom 8 og 18 karbonatomer
Molekylmassen for den modifiserte hydroksyetylcellulose kan være mindre enn 2 000 000 dalton, og er fortrinnsvis mellom 20 000 og 500 000 dalton
Ved fremgangsmåten kan fluidet inneholde mellom 1 og 30 g pr liter av hydrofobt modifisert hydroksyetylcellulose og fortrinnsvis mellom 1 og 15 g/l
Fluidet kan inneholde minst én polymer, idet denne polymer er valgt fra gruppen som utgjøres av xantan, skleroglukan, wellan, hydroksyetylcellulose (HEC), CMC, guarharpiks og polyakrylamider
Oppfinnelsen angår videre et vannbasert fluid for brønnboring, komplettering eller overhaling/rehabilitering Ifølge oppfinnelsen inneholder det en på forhånd bestemt mengde av minst ett vannoppløselig cellulosederivat som er hydrofobt modifisert med et hydrofobt alkylradikal inneholdende fra 8 til 18 karbonatomer, idet cellulosederivatet har en molekylær masse på 20 000 til 500 000 dalton I en variant er cellulosederivatet en hydrofobt modifisert hydroksyetylcellulose {HM HEC)
Fluidets viskositet kan i hovedsak reguleres ved tilsetning av minst en polymer valgt fra gruppen som utgjøres av xantan, skleroglukan, wellan, hydroksyetylcellulose (HEC), CMC, guarharpiks og polyakrylamider
Fluidet kan inneholde minst én elektrolytt i konsentrasjoner som kan nå metning
Elektrolytten kan velges fra gruppen som utgjøres av natrium-, kalium-, kalsium-, magnesium- og smklorid, -bromid, -karbonat, -acetat, -formiat, dersom de utgjør løselige salter
Fluidet kan inneholde mellom 0,5 og 30 g/l av HM HEC og mellom 0,5 og 20 g/l viskositetsforhøyende polymer
Fluidet kan inneholde mellom 0,5 og 10 g/l av HM HEC, mellom 2 og 4 g/l av viskositetsforhøyende polymer, fortrinnsvis xantan, mellom 10 og 100 g/l av KC1 eller NaCl, og mellom 0 og 30 g/l av reaktiv leire
Oppfinnelsen angår videre anvendelse av en forhåndsbestemt mengde av minst ett hydrofobt modifisert cellulosederivat i et vannbasert borefluid i sirkulasjon i en brønn boret gjennom minst én geologisk formasjon med en viss permeabilitet, som flltratreduserende middel Det hydrofobt modifiserte cellulosederivat er hensiktsmessig en hydrofobt modifisert hydroksyetylcellulose (HM HEC)
Hydrofobt modifiserte cellulosederivater avledes i hovedsak fra konvensjonelt anvendte cellulosederivater, så som karboksymetylcellulose (CMC), hydroksyetylcellulose (HEC) eller hydroksypropylcellulose (HPC) Disse derivater kan modifiseres kjemisk ved inkorporering av alkylgrupper ved kjemisk reaksjon som påvirker visse celluloseenheter Disse hydrofobt modifiserte cellulosederivater, særlig HM HEC, HM CMC, HM HPC, er beskrevet i EP-A 1 465 992
HP HEC-polymeren eller den hydrofobt modifiserte hydroksyetylcellulose er blitt beskrevet i dokument US-A 4 228 277 og i publikasjonen "Synthesis and Solution Properties of hydrophobically modified Hydroxyethylcellulose" av A C Sau og L M Landoll i "Polymers in aqueous Media Performance through Association", J E Glass (red ), Adv Chem Ser 213, ACS Wash 1989
HM HEC, ikke-ionisk og vannløselig, kan fremstilles fra HEC eller hydroksyetylcellulose ved kjemisk inkorporering av en lang alkylkjede mellom C4 og C25, fortrinnsvis mellom 8 og 18 karbonatomer, for den hydrofobe enhet
Den hydrofobe enhet bindes til cellulosen ved hjelp av en eter- eller esterbmding, fortrinnsvis en eterbinding fordi denne type binding er mer stabil når polymeren er 1 vandig løsning
Andelen av hydrofobe enheter kan strekke seg fra 0,2 til ca 5%, fortrinnsvis fra 0,2 til 1,5% og mer spesielt mellom 0,2 og 1%
HM HEC-polymeren kan ha en molar substltusjonsgrad av hydroksyetylenheter på minst 1,5, fortrinnsvis mellom 1,5 og 4, dvs 1,5-4 mol hydroksyetylsubstituenter pr anhydro-glykoseenhet, og en relativt lav molekylær masse, dvs mindre enn 2 000 000 dalton og fortrinnsvis mellom 20 000 og 500 000 (dvs en polymerisasjonsgrad på 75 - 1800)
Søkeren har konstatert at HM HEC-polymeren definert ovenfor har gode kvaliteter når det gjelder regulering av filtreringen av et bore-, et kompletterings- eller et over-halings/rehabilitenngs-fluid, som alle er fluider hvor den kontinuerlige flytende fase er vandig Fluidet, som sirkulerer eller anbringes ved sirkulenng 1 brønnen, kan inneholde viskositetsforhøyende midler basert på reaktive leirer og/eller polymerer av en spesifikk natur for spesielt å oppfylle funksjonen for en viskositetsforhøyer
Et brønnkompletteringsfluid er et fluid som beveges 1 en brønn og som skal anbringes (engelsk set) 1 en produksjonsbrønn Under fluidets bevegelse eller anbringelse er dette fluid 1 en kortere eller lengre tidsperiode 1 kontakt med den produserende eller potensielt produserende, geologiske formasjon Dette gjelder også et overhalings/rehabiliterings-fluid
De fysikalske og/eller kjemiske karakteristikker for disse fluider reguleres og justeres 1 henhold til naturen av den geologiske formasjon og de tilstedeværende avløp, bunn-hull-betingelsene og de forskjellige funksjoner som slike fluider kan ha, f eks rengjøring, stabilisering, trykkregu-lering, etc Videre må disse fluider, 1 den grad det er mu-lig, modifisere produktiviteten av de geologiske produktive serier Disse typer fluider inneholder derfor ingen eller få faste stoffer, selv om nærværet av reaktive eller inerte faste stoffer i enkelte tilfeller er uunngåelig I ethvert tilfelle er flltreringsregulering en svært viktig parameter
Fluidene i henhold til foreliggende oppfinnelse kan også anbringes eller forskyves i brønnen i form av en "spacer" eller et volum av fluid forskjøvet av et annet fluid av forskjellig sammensetning eller innsatt mellom to andre fluider
En variant av oppfinnelsen angår fluider ment for boring av slanke hull eller for skrånende boring Disse fluider, som er ment for de ovenfor angitte anvendelser, må fortrinnsvis oppvise følgende karakteristikker
-Ha en lav viskositet ved høye skjærkraftgrader for å redu-sere trykktapene, -danne en gel i rolig tilstand for å holde borekaksen i suspensjon under stopp i sirkulasjonen, -inneholde en maksimal prosentandel av faste stoffer som kan være tilbøyelige til å danne avsetninger eller amal-gamer, spesielt under påvirkning av sentrifugeringen forårsaket av roteringen av borestrengen i et hull med liten diameter i forhold til borestrengens størrelse, eller under påvirkning av gravitasjon når det gjelder horisontale brønner Uten et fast stoff eller med svært få faste stoffer sammenlignet med konvensjonell boring, er det velkjent at flltreringskontroll er svært delikat
Fluider som sirkulerer under slike spesielle betingelser inneholder således vanligvis praktisk talt ingen reaktive kolloider av leire som basis-viskositetsøkende midler, men spesifikke polymerer Det er velkjent at disse fluider som kalles "faststoff-frie" fluider eller fluider "uten faststoff-tilførsel" gir problemer når det gjelder å oppnå gode flltreringskarakteristikker, spesielt ved midlere eller høye temperaturer, med konvensjonelle filtrat-reduserende produkter HM HEC anvendt i henhold til en variant av foreliggende oppfinnelse viser derimot gode kapasiteter for regulering av filtreringen, spesielt i kombinasjon med visse viskositetsøkende polymerer
Med henblikk på de strukturelle likheter mellom HM HEC og HM CMC følger det av dette at oppførselen for HM CMC lig-ger nær oppførselen for HM HEC, spesielt når det gjelder flltratreguleringskapasitet Dette er også tilfelle for de andre hydrofobt modifiserte cellulosederivater
De følgende tester fastslår karakteristikkene for HM HEC under forskjellige arbeidsbetingelser og i henhold til konvensjonelle testprosedyrer Den testede polymer er ett av de produkter som for tiden er tilgjengelige på markedet for forskjellige anvendelser, spesielt kosmetiske anvendelser, og hvor molekylmassen er anslått å være mellom 200 000 og 800 000. Filtreringstestene er blitt gjennomført i samsvar med de nåværende API-standarder (American Petroleum Institu-te) API RP23 Bl seksjon 3 - Filtration - juni 1990 Filtra-tene uttrykkes i milliliter (ml), den plastiske viskositet VP i MPas, flytegrenseverdien YV (YV = yield value) i lb/100 ft<2> (multipliseres med 0,4788 for å uttrykke YV i Pa), og kaketykkelsen angis i millimeter
Forskjellige fluidformuleringer er blitt testet, med eller uten tilsetning av vektmaterialer av baritt-type, idet det viskositetsøkende middel generelt er et polysakkarid av xantan- eller av skleroglukantype
Formuleringene i henhold til oppfinnelsen er blitt sammenlignet med konvensjonelle formuleringer som inneholder flltratreduksjonsmidler kjent innenfor fagområdet, så som lavviskositets-CMC (karboksymetylcellulose), som er å anse som et av de beste produkter som for tiden er tilgjengelige med, for visse anvendelser, HEC (hydroksyetylcellulose) eller PAC (polyanionisk cellulose), hvor den molekylære masse er høyere enn den molekylære masse for CMC
TEST NR 1
Sammenligning av effektiviteten av HM HEC med konvensjonelle flltratreduksjonsmidler
Betingelser API-standard, omgivelsestemperatur (30°C) Basisformulering FB Xantan 4 g/l, KC1 50 g/l
Xantanet av IDVIS-type, CMC med lav viskositet og anvendt HEC markedsføres hhv av firmaene IDF og Aqualon
Bemerkninger
Filtreringskarakteristikkene i nærvær av HM HEC er minst høyere enn ved lavviskositets-CMC, som for tiden ansees å være et av de beste av de tilgjengelige produkter
TEST NR 2
Innvirkning av formuleringens densitet
Bemerkninger
Tilsetning av baritt til formuleringen undersøkt ovenfor fører til at fluiddensiteten øker opptil 1,64 30 minutters filtratet er da lavt (8 ml) Som sammenligning oppviser en CMC-basert formulering (test nr 3) også et lavt filtrat (3,2 ml), men med en høy plastisk viskositet (36)
TEST NR 3
Sammenligning av effektiviteten for HM HEC med konvensjonelle flltratreduksjonsmidler for et fluid med densitet 1,64
Betingelser API-standard, omgivelsestemperatur (30°C)
Basisformulering FB Xantan 4 g/l, KC1 50 g/l, baritt for d = 1,64
TEST NR 4
Sammenligning av effektiviteten av HM HEC med konvensjonelle filtratreduksjonsmidler
Betingelser API-standard, omgivelsestemperatur (30°C)
Bemerkninger
Det skal bemerkes at produkter av type PAC eller CMC HV fører til lave flltratvolumer, men til høye viskositetsøkninger Dette er ikke tilfelle for HM HEC
TEST NR 5
Temperaturens innflytelse (50°C)
Betingelser API-standard, i en HP/HT-testcelle ved et trykk på 35 bar og et baktrykk på 15 bar
Basisformulering FB Xantan 4 g/l, KC1 50 g/l og HM HEC 4 g/i
Bemerkninger
Temperturøkningen fører generelt til en styrking av de hydrofobe vekselvirkninger En bedre flltratreduksjon for HM HEC observeres under påvirkningen av temperatur Dette be-kreftes ved test nr 6
TEST NR 6
Temperaturens innflytelse (120°C)
Betingelser I en HP/HT-testcelle ved et trykk på 35 bar og et baktrykk på 15 bar, men med en flltreringstemperatur på 120°C
TEST NR 7
Formuleringer med faststoffer
Betingelser API-standard, temperatur 30°C
Basisformulering FB Green Bond-leire 30 g/l, NaCl 10 g/l
Bemerkninger
En viss mengde leire kan anvendes i forbindelse med
f eks xantan Filtratnivået som oppnås forblir lavt
De forskjellige tester i denne beskrivelse bekrefter således at fluidformuleringene som er egnet for brønnboring, kompletteringer eller overhaling/rehabilitering, og som fortrinnsvis inneholder en viskositetsøkende polymer i vandig løsning, eventuelt reaktive og/eller inerte faste partikler, kan ha gode flltreringskarakteristikker ved anvendelse av en effektiv mengde av HM HEC som et flltratreduksjonsmiddel Det er velkjent at flltratreduserende polymerer, så som CMC eller HEC, dispergerer og homogeniserer suspensjonen ved adsjorpsjon pa de faste partikler, samtidig som de gjør dem mer negative og således mer frastøtende Filtreringen av denne homogene suspensjon fører så til dannelse av en kake med en heller regulær struktur og som derfor er relativt ugjennomtrengelig Permeabiliteten for kaken kan dessuten
minskes ytterligere ved hjelp av en fri polymer som gelerer i kakens porer
HM HEC-polymeren oppfyller i betydelig grad en slik funksjon eller en ekvivalent funksjon Den spesielle struktur av HM HEC ifølge foreliggende oppfinnelse er imidlertid også tilbøyelig til å danne en ordnet tredimensjonal struktur uten at det forutsetter faste partikler, så som leire eller baritt, for at det skal dannes en kake med lav permeabilitet Temperaturstabiliteten for strukturen av HM HEC tillater anvendelse på de forskjellige områder av interesse innenfor fagområdet Fordelene og funksjonene for HM HEC finnes i polymerene av denne klasse for molekylære masser lavere enn ca 2 000 000 dalton
Innenfor rammen av spesifikke anvendelser hvor fluidene praktisk talt ikke inneholder noen reaktive faststoffer, f eks ved anvendelse i slanke hull eller ved boring på skrå, kompletteringsfluider eller overhalings/rehabiliterings-fluider, vil anvendelse av HM HEC som et flltratreduksjons-middel i forbindelse med en viskositetsøkende polymer, som f eks xantan, gi fluidene gode flltreringskarakteristikker selv ved høye temperaturer
Claims (24)
1 Fremgangsmåte for regulering av permeabiliteten i veggene i en brønn boret gjennom minst en geologisk formasjon, karakterisert ved tilsetning av en på forhånd bestemt mengde av minst ett hydrofobt modifisert cellulosederivat til et volum av vannbasert fluid anvendt i brønnen under brønnboring, brønnkomplettering og brønnover-haling/rehabilitering
2 Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at cellulosederivatet er en hydrofobt modifisert hydroksyetylcellulose
3 Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at den modifiserte hydroksyetylcelloluse inneholder et hydrofobt alkylradikal som har mellom 4 og 25 karbonatomer og fortrinnsvis mellom 8 og 18
4 Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 2 eller 3, karakterisert ved at den molekylære masse for den modifiserte hydroksyetylcellulose er mindre enn 2 000 000 dalton og fortrinnsvis mellom 20 000 og 500 000 dalton
5 Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 2 - 4,
karakterisert ved at fluidet inneholder mellom 1 og 30 g pr liter hydrofobt modifisert hydroksyetylcellulose, og fortrinnsvis mellom 1 og 15 g/l
6 Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1 - 5,
karakterisert ved at fluidet inneholder minst en polymer valgt fra gruppen som utgjøres av xantan, skleroglukan, wellan, hydroksyetylcellulose (HEC), CMC, guarharpiks og polyakrylamidene
7 Vannbasert borefluid egnet for boring, brønnkomplette-ring eller brønnoverhaling,
karakterisert ved at det inneholder en på forhånd bestemt mengde av minst ett vannoppløselig cellulosederivat som er hydrofobt modifisert med et hydrofobt alkylradikal inneholdende fra 8 til 18 karbonatomer, idet cellulosederivatet har en molekylær masse på 20 000 til 500 000 dalton
8 Fluid ifølge krav 7,
karakterisert ved at cellulosederivatet er en hydrofobt modifisert hydroksyetylcellulose
9 Fluid ifølge hvilket som helst av kravene 7-8, karakterisert ved at fluidets viskositet i hovedsak reguleres ved tilsetning av minst en polymer valgt fra gruppen som utgjøres av xantan, skleroglukan, wellan, hydroksyetylcellulose (HEC), CMC, guarharpiks og polyakrylamidene
10 Fluid ifølge hvilket som helst av kravene 7-9, karakterisert ved at det omfatter minst én elektrolytt i konsentrasjoner som kan nå metning
11 Fluid ifølge krav 10,
karakterisert ved at elektrolytten er valgt fra gruppen som utgjøres av natrium-, kalium-, kalsium-, magnesium- og sinkklorid, -bromid, -karbonat, -acetat, -formiat, i den grad de utgjør løselige salter
12 Fluid ifølge hvilket som helst av kravene 7 - 11, karakterisert ved at det omfatter mellom 0,5 og 30 g/l HM HEC og mellom 0,5 og 20 g/l viskositetsøkende polymer
13 Fluid ifølge hvilket som helst av kravene 7 - 12, karakterisert ved at det omfatter mellom 0,5 og 10 g/l HM HEC, mellom 2 og 4 g/l viskositetsøkende polymer, fortrinnsvis xantan, mellom 10 og 100 g/l KC1 eller NaCl og mellom 0 og 30 g/l reaktiv leire
14 Anvendelse av en forhåndsbestemt mengde av minst ett hydrofobt modifisert cellulosederivat i et vannbasert borefluid i sirkulasjon i en brønn boret gjennom minst en geologisk formasjon med en viss permeabilitet, som filtrat-reduserende middel
15 Anvendelse ifølge krav 14, hvor cellulosederivatet er hydrofobt modifisert hydroksyetylcellulose
16 Anvendelse ifølge krav 15, hvor den modifiserte hydroksyetylcellulose omfatter et hydrofobt alkylradikal inneholdende mellom 4 og 25 karbonatomer, fortrinnsvis mellom 8 og 18
17 Anvendelse ifølge et av kravene 15 og 16, hvor molekylmassen hos den modifiserte hydroksyetylcellulose er mindre enn 2 000 000 dalton og fortrinnsvis mellom 20 000 og 500 000 dalton
18 Anvendelse ifølge et av kravene 5-17, hvor fluid inneholder mellom 1 og 30 gram pr liter av hydrofobt modifisert hydroksyetylcellulose, fortrinnsvis mellom 1 og 15 g/l
19 Anvendelse ifølge et av kravene 14 - 18, hvor fluidet inneholder minst én polymer valgt fra gruppen bestående av xantan, skleroglukan, wellan, hydroksyetylcellulose (HEC), karboksymetylcellulose (CMC), guargummi og polyakrylamider
20 Anvendelse ifølge et av kravene 14 - 19, hvor fluidet er et fluid i alt vesentlig uten faste stoffer, dvs uten tilsatte reaktive leirematerialer
21 Anvendelse ifølge krav 20, hvor fluidet inneholder mellom 0,5 og 30 g/l av HM HEC og mellom 0,5 og 20 g/l av viskositetsøkende polymer
22 Anvendelse ifølge krav 21, hvor fluidet inneholder mellom 0,5 og 10 g/l HM HEC, mellom 2 og 4 g/l av viskositetsøkende polymer, fortrinnsvis xantan, og mellom 10 og 100 g/l av KC1 eller NaCl
23 Anvendelse ifølge et av kravene 21 eller 22, hvor fluidet hovedsakelig består av minst en elektrolytt i konsentrasjoner som kan nå metning
24 Anvendelse ifølge krav 23, hvor elektrolytten er valgt fra gruppen bestående av natrium, kalium, kalsium, magnesium, klorid, bromid, sink, karbonat, acetat og formiat
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9402572A FR2716928B1 (fr) | 1994-03-03 | 1994-03-03 | Procédé et fluide à base d'eau utilisant des dérivés cellulosiques modifiées hydrophobiquement comme réducteur de filtrat. |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO950831D0 NO950831D0 (no) | 1995-03-02 |
NO950831L NO950831L (no) | 1995-09-04 |
NO316321B1 true NO316321B1 (no) | 2004-01-12 |
Family
ID=9460733
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19950831A NO316321B1 (no) | 1994-03-03 | 1995-03-02 | Fremgangsmåte for regulering av permeabiliteten i veggene i en br degree nn boretgjennom en geologisk formasjon, samt borefluid og anvendelse av ethydrofobt modifisert cellulosederivat |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US5669456A (no) |
EP (1) | EP0670359B1 (no) |
CA (1) | CA2143926C (no) |
DE (1) | DE69516921T2 (no) |
DK (1) | DK0670359T3 (no) |
FR (1) | FR2716928B1 (no) |
NO (1) | NO316321B1 (no) |
Families Citing this family (46)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2716928B1 (fr) * | 1994-03-03 | 1996-05-03 | Inst Francais Du Petrole | Procédé et fluide à base d'eau utilisant des dérivés cellulosiques modifiées hydrophobiquement comme réducteur de filtrat. |
US6258757B1 (en) | 1997-03-14 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Water based compositions for sealing subterranean zones and methods |
US5913364A (en) * | 1997-03-14 | 1999-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing subterranean zones |
US5723416A (en) * | 1997-04-01 | 1998-03-03 | Liao; W. Andrew | Well servicing fluid for trenchless directional drilling |
US6242389B1 (en) | 1997-04-14 | 2001-06-05 | Bp Chemicals Limited | Ethers |
GB2351098B (en) * | 1999-06-18 | 2004-02-04 | Sofitech Nv | Water based wellbore fluids |
US6417268B1 (en) | 1999-12-06 | 2002-07-09 | Hercules Incorporated | Method for making hydrophobically associative polymers, methods of use and compositions |
US6405801B1 (en) * | 2000-12-08 | 2002-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally acceptable well cement fluid loss control additives, compositions and methods |
US6454005B1 (en) * | 2001-03-09 | 2002-09-24 | Clearwater, Inc. | Treating shale and clay in hydrocarbon producing formations with combinations of guar and potassium formate |
US7091159B2 (en) * | 2002-09-06 | 2006-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for and methods of stabilizing subterranean formations containing clays |
US7741251B2 (en) * | 2002-09-06 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales |
US7033976B2 (en) | 2003-01-06 | 2006-04-25 | M-I L.L.C. | Fluid system additive |
US7220708B2 (en) * | 2003-02-27 | 2007-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid component |
US8631869B2 (en) | 2003-05-16 | 2014-01-21 | Leopoldo Sierra | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments |
US8251141B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8091638B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US7759292B2 (en) | 2003-05-16 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation |
US8181703B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US7182136B2 (en) * | 2003-07-02 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation |
US8278250B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations |
US7117942B2 (en) * | 2004-06-29 | 2006-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8962535B2 (en) | 2003-05-16 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments |
US7036586B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions |
US7159656B2 (en) * | 2004-02-18 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections |
US7114568B2 (en) * | 2004-04-15 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically modified polymers for a well completion spacer fluid |
US7207387B2 (en) * | 2004-04-15 | 2007-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for use with spacer fluids used in subterranean well bores |
US7216707B2 (en) * | 2004-06-21 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing using such cement compositions |
US20060260509A1 (en) * | 2005-04-22 | 2006-11-23 | Evers Glenn R | Compositions for enhanced paper brightness and whiteness |
US7493957B2 (en) * | 2005-07-15 | 2009-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and sand production in subterranean wells |
US20080110624A1 (en) * | 2005-07-15 | 2008-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production in subterranean wells |
US7441598B2 (en) * | 2005-11-22 | 2008-10-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing unconsolidated subterranean formations |
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 |
US7678743B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7730950B2 (en) | 2007-01-19 | 2010-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability |
US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
US20090253594A1 (en) | 2008-04-04 | 2009-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for placement of sealant in subterranean intervals |
US7998910B2 (en) | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
US8420576B2 (en) | 2009-08-10 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods |
US9315715B2 (en) * | 2009-10-20 | 2016-04-19 | Nalco Company | Method of reducing the viscosity of hydrocarbons |
CA2937441C (en) * | 2014-01-21 | 2019-01-08 | Baker Hughes Incorporated | Method of improving cleanout of a wellbore |
US12054669B2 (en) | 2018-06-08 | 2024-08-06 | Sunita Hydrocolloids Inc. | Friction reducers, fluid compositions and uses thereof |
US11746282B2 (en) | 2018-06-08 | 2023-09-05 | Sunita Hydrocolloids Inc. | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof |
US11274243B2 (en) | 2018-06-08 | 2022-03-15 | Sunita Hydrocolloids Inc. | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof |
US11608461B2 (en) * | 2020-09-29 | 2023-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Conformance for carbonate formations |
CN114621736B (zh) * | 2021-12-08 | 2024-03-19 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种环境友好型钻井液封堵剂、钻井液以及制备方法 |
Family Cites Families (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4228277A (en) * | 1979-02-12 | 1980-10-14 | Hercules Incorporated | Modified nonionic cellulose ethers |
SU979483A1 (ru) * | 1980-02-19 | 1982-12-07 | за вители | Способ обработки глинистого бурового раствора |
US4432881A (en) * | 1981-02-06 | 1984-02-21 | The Dow Chemical Company | Water-dispersible hydrophobic thickening agent |
US4404107A (en) * | 1981-06-01 | 1983-09-13 | Venture Chemicals, Inc. | Well working compositions, method of decreasing the seepage loss from such compositions, and additive therefor |
US4529523A (en) * | 1982-06-08 | 1985-07-16 | Hercules Incorporated | Hydrophobically modified polymers |
US4531594A (en) * | 1982-10-25 | 1985-07-30 | Venture Chemicals, Inc. | Method and compositions for fluid loss and seepage loss control |
US4553601A (en) * | 1984-09-26 | 1985-11-19 | Halliburton Company | Method for fracturing subterranean formations |
US4627495A (en) * | 1985-04-04 | 1986-12-09 | Halliburton Company | Method for stimulation of wells with carbon dioxide or nitrogen based fluids containing high proppant concentrations |
JPS6253351A (ja) * | 1985-09-03 | 1987-03-09 | Nitto Chem Ind Co Ltd | 改質ヒドロキシエチルセルロ−スの製造方法 |
US4684704A (en) * | 1986-06-19 | 1987-08-04 | Hercules Incorporated | Hydrophobically modified hydroxyethyl cellulose in aqueous polymerization dispersions |
US4784693A (en) * | 1987-10-30 | 1988-11-15 | Aqualon Company | Cementing composition and aqueous hydraulic cementing solution comprising water-soluble, nonionic hydrophobically modified hydroxyethyl cellulose |
US4892589A (en) * | 1987-10-30 | 1990-01-09 | Aqualon Company | Composition comprising water-soluble, nonionic hydrophobically modified hydroxyethyl cellulose and water-soluble, nonionic hydroxyethyl cellulose |
US4902733A (en) * | 1988-07-25 | 1990-02-20 | Aqualon Company | Aqueous protective coating composition comprising 3-alkoxy-2-hydroxypropylhydroxyethylcellulose and film forming latex |
US4994112A (en) * | 1989-10-30 | 1991-02-19 | Aqualon Company | Hydrophobically modified cellulosic thickeners for paper coating |
US5233032A (en) * | 1990-06-29 | 1993-08-03 | Stein, Hall & Co., Inc. | Hydrophobically modified hydroxybutyl ethers of polygalactomannan |
ATE167488T1 (de) * | 1990-07-02 | 1998-07-15 | Aqualon Co | Niedrigviskose-polysaccharidzusammensetzung mit hohem festkörpergehalt |
US5424285A (en) * | 1993-01-27 | 1995-06-13 | The Western Company Of North America | Method for reducing deleterious environmental impact of subterranean fracturing processes |
FR2716928B1 (fr) * | 1994-03-03 | 1996-05-03 | Inst Francais Du Petrole | Procédé et fluide à base d'eau utilisant des dérivés cellulosiques modifiées hydrophobiquement comme réducteur de filtrat. |
US5658861A (en) * | 1994-03-15 | 1997-08-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Delayed borate crosslinked fracturing fluid having increased temperature range |
FR2719601B1 (fr) * | 1994-05-04 | 1996-06-28 | Inst Francais Du Petrole | Procédé et fluide à base d'eau pour contrôler la dispersion de solides. Application au forage. |
US5566760A (en) * | 1994-09-02 | 1996-10-22 | Halliburton Company | Method of using a foamed fracturing fluid |
US5646093A (en) * | 1994-09-13 | 1997-07-08 | Rhone-Poulenc Inc. | Modified polygalactomannans as oil field shale inhibitors |
FR2729181A1 (fr) * | 1995-01-10 | 1996-07-12 | Inst Francais Du Petrole | Procede et fluide a base d'eau utilisant des guars modifiees hydrophobiquement comme reducteur de filtrat |
US5680900A (en) * | 1996-07-23 | 1997-10-28 | Halliburton Energy Services Inc. | Method for enhancing fluid loss control in subterranean formation |
-
1994
- 1994-03-03 FR FR9402572A patent/FR2716928B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1995
- 1995-02-24 DE DE69516921T patent/DE69516921T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1995-02-24 EP EP95400397A patent/EP0670359B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1995-02-24 DK DK95400397T patent/DK0670359T3/da active
- 1995-03-02 NO NO19950831A patent/NO316321B1/no not_active IP Right Cessation
- 1995-03-03 CA CA002143926A patent/CA2143926C/fr not_active Expired - Fee Related
-
1996
- 1996-07-01 US US08/673,478 patent/US5669456A/en not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-03-05 US US08/812,334 patent/US6040276A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO950831D0 (no) | 1995-03-02 |
NO950831L (no) | 1995-09-04 |
DK0670359T3 (da) | 2000-08-07 |
CA2143926A1 (fr) | 1995-09-04 |
EP0670359A1 (fr) | 1995-09-06 |
US5669456A (en) | 1997-09-23 |
FR2716928A1 (fr) | 1995-09-08 |
CA2143926C (fr) | 2006-10-24 |
DE69516921T2 (de) | 2001-02-08 |
EP0670359B1 (fr) | 2000-05-17 |
DE69516921D1 (de) | 2000-06-21 |
FR2716928B1 (fr) | 1996-05-03 |
US6040276A (en) | 2000-03-21 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO316321B1 (no) | Fremgangsmåte for regulering av permeabiliteten i veggene i en br degree nn boretgjennom en geologisk formasjon, samt borefluid og anvendelse av ethydrofobt modifisert cellulosederivat | |
US5720347A (en) | Process and water-base fluid utilizing hydrophobically modified guars as filtrate reducers | |
US5629271A (en) | Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing fluids | |
US4822500A (en) | Saturated brine well treating fluids and additives therefore | |
AU2002365886B2 (en) | Acid soluble, high fluid loss pill for lost circulation | |
US6770601B1 (en) | Aphron-containing aqueous well drilling and servicing fluids | |
US6133203A (en) | Drilling fluids and additives therefor | |
AU9134098A (en) | Glycol solution drilling system | |
WO2012176000A2 (en) | Wellbore fluid | |
AU773533B2 (en) | Aphron-containing aqueous well drilling and servicing fluids | |
EP1698677B1 (en) | Method of increasing the low shear rate viscosity of well drilling and servicing fluids containing calcined magnesia bridging solids, the fluids and methods of use | |
US6573221B2 (en) | Non-pyruvylated xanthan in oil field applications utilizing high density calcium-based brines | |
EP1071732B1 (en) | Drilling fluids | |
GB2085048A (en) | Method of Producing a Homogeneous Viscous Well Servicing Fluid Within a Borehole and Well Servicing Fluid Compositions | |
CA2449083A1 (en) | Thermal extenders for well fluid applications | |
CA1156551A (en) | Well completion and workover method | |
CA2218205A1 (en) | Well drilling and servicing fluids and methods of reducing fluid loss and polymer concentration thereof | |
AU2004324079A1 (en) | Well drilling and servicing fluids with magnesia bridging solids and methods of drilling, completing and working over a well therewith | |
GB2152552A (en) | Process for drilling a well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |