NO316399B1 - Fremgangsmåte og materialkombinasjon for frigj degree ring av et fastsittende r degree r - Google Patents

Fremgangsmåte og materialkombinasjon for frigj degree ring av et fastsittende r degree r Download PDF

Info

Publication number
NO316399B1
NO316399B1 NO19963048A NO963048A NO316399B1 NO 316399 B1 NO316399 B1 NO 316399B1 NO 19963048 A NO19963048 A NO 19963048A NO 963048 A NO963048 A NO 963048A NO 316399 B1 NO316399 B1 NO 316399B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
stuck
pipe
clear
brine
hours
Prior art date
Application number
NO19963048A
Other languages
English (en)
Other versions
NO963048D0 (no
NO963048L (no
Inventor
Jr James V Fisk
Jeffrey P Kirsner
Original Assignee
Baroid Technology Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baroid Technology Inc filed Critical Baroid Technology Inc
Publication of NO963048D0 publication Critical patent/NO963048D0/no
Publication of NO963048L publication Critical patent/NO963048L/no
Publication of NO316399B1 publication Critical patent/NO316399B1/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B31/00Fishing for or freeing objects in boreholes or wells
    • E21B31/03Freeing by flushing
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/94Freeing stuck object from wellbore

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Marine Sciences & Fisheries (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)
  • Lining Or Joining Of Plastics Or The Like (AREA)
  • Protection Of Pipes Against Damage, Friction, And Corrosion (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Manipulator (AREA)

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte og en kombinasjon av materialer for fhgiving av et fastsittende rør, spesielt et differensialt fasthengende rør
Fastsittende rør kan bh definert som et borerør, vektrør, borekrone, stabilisatorer, rømmere, foring, produksjonsrør, verktøy for måling under boring, brønnloggings-verktøy osv, som har blitt umulig å fjerne fra et borehull Uttrykket "fastsittende rør" blir benyttet i industnen som et passende samleuttrykk for å dekke fasthengingen av alt slikt utstyr, og er generelt forstått ikke å være begrenset ordrett til rør Fasthenging kan opptre under boreforløpet når røret og fonng blir tatt opp eller ned i hullet eller når borestrengen blir løftet opp
Det er forskjellige årsaker til fasthengende rør, noen opptrer regulært, andre kan være spesielle for et spesielt område og andre kan være unike Industnen kategonserer konvensjonelt årsaken som enten differensiell eller mekanisk fastsetting
Differensiell fastsitting er antatt å opptre ved den følgende mekanismen Under de fleste boreoperasjoner er det hydrostatiske trykket utøvet av boreslamkolonnen, større enn formasjonens fluidtrykk I permeable formasjoner strømmer slamfiltrat fra hullet inn i fjellet og bygger opp en filterkake En trykkforskjell eksisterer på tvers av filterkaken, og denne er lik forskjellen mellom slamkolonnens trykk og formasjons trykket
Når et rør er sentralt i borehullet, virker det hydrostatiske trykket på grunn av slammets overbalanse i alle retninger rundt dette Dersom imidlertid røret kommer nær filterkaken, vil slammets overbalanse skyve røret ytterligere inn i filterkaken, for således å øke kontaktarealet mellom røret og filterkaken Filtratet blir fremdeles presset ut fra filterkaken mellom røret og formasjonen, for således å krympe kaken og tillate røret å penetrere enda lenger inn i denne for å øke kontaktarealet ytterligere Dersom trykk-forskjellen er høy nok og virker over et tilstrekkelig stort areale, blir røret fastsittende
Differensial fastsitting opptrer vanligvis når røret har vært ubevegelig for en tid, f eks når det dannes en sammenføyning eller under besiktigelse Differensial fastsitting kan være et spesielt problem ved bonng i tømte reservoarer, på grunn av den derved asso-sierte høye overbalansen
Kraften som er nødvendig for å trekke et differensialt fasthengende rør fritt, avhenger blant annet av de følgende faktorer
a) Forskjellen i trykket mellom borehullet og formasjonen En hvilken som helst overbalanse adderes til sidekreftene som kan eksistere på grunn av avviket i
hullet
b) Overflatearealet av røret som er omgitt av veggkaken Desto tykkere kaken er, eller desto større rørdiameteren er, desto større vil dette arealet sannsynligvis bli c) Bindingen utviklet mellom røret og veggkaken er en meget signifikant faktor, som er direkte proporsjonal med den fastsittende kraft Dette kan omfatte frik-sjonskrefter, kohesive og adhesive krefter Den har en tendens til å øke med tiden for å gjøre det hardere å trekke røret fritt
Differensialfastsitting kan avskilles fra andre former fastsitting, slik som mekanisk fastsitting Slam som sirkulerer blir ikke stanset, da det ikke er noen hindringer i hullet som stopper strømmen, det vil være tilfellet for et rør som sitter fast på grunn av selvtetting (bndging) eller sammenrasing av borehullveggen Det er ikke mulig å bevege eller rote-re røret i noen retning
Når et rør sitter fast, vil boreren vanligvis forsøke å frigjøre det ved mekanisk bevegelse, f eks ved trekking og risting eller, dersom røret beveget seg umiddelbart før fastsetting, prøve å bevege det i den motsatte retning Ofte lykkes det ikke på denne måten, og det er naturligvis en grense for kraften som kan bh påført, da for mye kraft vil sprekke røret og gjøre situasjonen værre
Dersom røret forblir fastsittende, er det ofte praksis å tilføre et rørfhgivmgsmiddel
Rørfrigivingsmidler er kjemisk aktive stoffer som kan være olje- eller vannbaserte, som blir plassert over den fastsittende regionen i et forsøk på å frigjøre røret dersom man ikke har lykkes med å bearbeide røret Det er antatt å virke ved å angripe filterkaken Disse midlene blir plassert ved at de pumpes ned i hullet til den fastsittende region i form av et slam, kjent som en pille Pillen inneholder generelt tilstrekkelig materiale for å dekke den fastsittende sonen og gå litt over denne over et totalt areale på 1,5 - 2 gan-ger arealet til den fasthengende sonen Pillevolumet som er nødvendig for å oppnå dette, er vanligvis omkring 16 m^ (100 fat) Piller får ofte sitte i hullet for å trekke seg inn inntil røret er fritt, eller forsøket på å frigi røret blir oppgitt
Rørfngjvende midler blir generelt solgt som proprietære blandinger av firmaer som ar-beider mnen området, ofte uten å røpe deres kjemiske komponenter Imidlertid er noen rørfri<g>ivmgsmidler basert på asfalterende forbindelser og noen glykoler, glyseroler, al-koholer og fettsyrer og denvater av slike forbindelser Tradisjonelt har pilledensiteten blitt øket på en tilsvarende måte som slam ved anvendelse av faste partikkelformige ballastmidler som bantt, med viskosifiserende midler for å forhindre setting for fortrinnsvis å tilsvare densiteten av pillen til densiteten av borefluidet som har blitt benyttet inntil røret ble sittende fast For eksempel, dersom borefluidet hadde en densitet på 1,67 g/cm-* (14 pounds/gal), så vil densiteten til pillen bh oppjustert for eksempel med bantt, for å gi en pilledensitet på 1,67 g/cm^
Det finnes mange rørfrigivingsmidler som er kjent i teknikken I de tilfellene hvor miljø-hensyn ikke tillater eller advarer mot deres bruk, har dieselolje blitt benyttet med en viss suksess
I mange år har asfaltbaserte piller, slik som produktet BLACK MAGIC SFT, markeds-ført av Baker-Hughes, også blitt benyttet med en viss suksess I de tilfellene hvor asfalt, dieselolje, mineralolje eller andre oljebaserte piller ikke kan bh benyttet, har mange andre kommersielt tilgjengelige, miljøvennlige piller blitt benyttet i et forsøk på å fri-gjøre fastsittende rør, ofte med kun begrenset suksess
For eksempel er anvendelsen av polyalfaolefin som et smøremiddel/pille beskrevet i U S -patent nr 4 876 017, David O Trahan, et al Slike materialer er markedsført av The Coastal Mud Company under handelsnavnet COASTALUBE
U S -patent nr 5 002 672, James R Hayes er al, er et annet eksempel på en mer mil-jøvennlig pille (markedsført av Turbo-Chem International, Inc, Lafayette, Louisiana) omfattende anvendelse av glyserofosforsyreester og en polyacyloksypolykarboksylsyre-ester av mono og/eller diglysender, i kombinasjon med andre viskosifiserende midler og forseghngsmidler
U S -patent nr 4 964 615, Heinz Mueller et al, beskriver enda en pille som benytter fettsyrealkylestere eller blandinger av estere
Mange andre kommersielt tilgjengelige piller er kjent i teknikken, slik som for eksempel COASTAL SPOT-pille (en polyolester) markedsført av Coastal Mud Company, Abbe-vile, Louisiana, ENVIRO-SPOT, PETROFREE Ester and BARO-SPOT-pillene som blir markedsført av Baroid Drilling Fluids, Inc, Houston, Texas, CESCO A-25 SPOT, markedsført av Cesco Chemicals, Inc Lafayette, Louisiana, PIPE-LAX-produktet (et glysend) markedsført av M-I Drilling Fluids, Inc og VL-250 produktet (en blanding av terpener-cykhsk Cjo) markedsført av Integnty Industries ENVIRO-SPOT-produktet er en blanding av emulgatorer, smøremidler, geldannere og andre materialer BARO-SPOT-produktet er en blanding av overflateaktive midler, smøremidler og viskosifiserende midler GILSONTTE er markedsført av Cesco Chemicals, Inc, Lafayette, Louisiana SURFYNOL 440, en Cj4 Accylene Polyol, markedsført ved Air Products, Inc BXR-2000, er en polyglykol markedsført av Baroid Drilling Fluids, Inc MONA 939 er en fosfatester markedsført av Mona Industries, Inc
I SPE Paper nr 22550, presentert i Dallas, Texas, 6-9 oktober, 1991, ble det foreslått på sidene 159-160 at en enkelt pilleblanding av 40% natnumklondsaltvann (20 vekt-% salt) med glyserol (60 volum-%) resulterer i en hurtig rørfngiving og en sprukket filterkake, og konkluderer med at "These results demonstrate that differentially stuck dnll pipe can be released with oil-free fluids, providing encouragement that an effective non-oil spotting fluid can be formulated " Også på side 1591 SPE Paper nr 22550, er det en diskusjon om anvendelse av kalsiumklond/kalsiumbromid som et rørfhgivingsmiddel, såvel som vist ytterligere i tabell 71 denne publikasjonen
Det er også kjent (KOPLUS LL-matenale, markedsført av Gait International, Dublin, Irland), å benytte sitronsyre i kombinasjon med organiske eller uorganiske salter (in-kludert kaliumklond) for å frigjøre fastsittende rør
Imidlertid har hver av disse tilgjengelige, mer eller mindre miljøsikre, pillene kun hatt begrenset suksess ved fhgiving av fastsittende rør
Det er derfor et primært mål ved foreliggende oppfinnelse å fremskaffe en mer pålitelig metode for fngiving av et fastsittende rør
Det er et annet mål ved foreliggende oppfinnelse å fremskaffe en ny og forbedret kombinasjon av materialer som kan bh benyttet for å frigjøre fastsittende rør
Oppsummering av oppfinnelsen
Oppfinnelsen omfatter følgelig en fremgangsmåte for fngiving av et fastsittende rør i et brønnborehull, kjennetegnet ved at den omfatter
pumping av et første, klart saltlagsbehandhngsfluid inn i den fasthengende regionen av røret,
- å la den klare saltlaken bløtlegge stedet for den fasthengende regionen i minst åtte timer, - å pumpe et andre behandlingsfluid med minst en komponent valgt fra klassene fuktingsmidler, overflateaktive midler og smøremidler inn i den fastsittende region av røret, og - å la det andre behandlingsfluidet bløtlegge stedet i minst åtte timer, eller inntil det fastsittende røret har blitt frigjort, hva som enn skjer først, i den fastsittende region av røret
Oppfinnelsen omfatter likeledes en matenalkombinasjon for fhgivmg av et fastsittende rør, kjennetegnet ved at den omfatter
en første behandlingspille omfattende en klar saltlake,
en andre behandlingspille valgt fra klassen fuktingsmidler, overflateaktive midler og smøremidler, og hvor nevnte andre behandlingspille benyttes sekvensielt i tid etter nevnte første behandlingspille i det fastsittende rør
Kort beskrivelse av figurene
Andre egenskaper og fordeler ved oppfinnelsen vil bli tydeligere med referanse bl den følgende detaljerte beskrivelse i sammenheng med de vedlagte figurer, hvor fig 1-4 hver er representative kurver som illustrerer laboratorietester av vndningsmoment-målmger og fluidtapmålmger som funksjon av sekvensiell oppbløting av borefluid-filterkaker med klare saltvannsoppløsmnger og konvensjonelle piller
Detaljert beskrivelse av foretrukket utførelsesform
Konvensjonelle tester for måling av fluidtaprater, indikerer at miljøsikre forbindelser veldig ofte har lavere fluidtaprater Lavere fluidtaprater, dvs filtreringen av fluidet gjennom filterkaken forbundet med en svikt av pillen i å fhgi det differensielt fastsittende røret En test som generelt er kjent i industrien er den såkalte "Torqu-To-Free"-testen i et STICK-O-METER blir benyttet for å måle vndningsmomentet som er nød-vendig for å frigjøre et skaft i mediet som en fuksjon av tid En slik test som måler vndningsmomentet og filtrenngsraten, kan utføres som følger
Stick- O- Meter- Testprosedvre
1 Sett sammen differensial fastsettingsiflterpresse med en flat fastsettingsskive og en filterkakeretensjonssikt 2 Tilsett boreslam og filtrer ved 690 kPa (100 psi) inntil 15 ml filtrat har blitt oppsamlet 3 Plasser vektstangen på tvers av staven forbundet med den flate fastsettingsplaten og påfør en vekt på 18 kg (40 pound) på enden av vektstangen
4 Filtrer slammet ved 690 kPa for å oppsamle 3 til 5 ml filtrat
5 Tnnn 1
a Fjern vekt, trykk og filterkappe, og dekanter så av boreslammet og tilsett
75 ml saltvann b Sett sammen filteret med vekt og filtrer saltvannet 116 timer ved 690
kPa, registrer den oppsamlede mengden saltvann
6 Tnnn 2
a Fjern vekt, trykk og filterkappe, dekanter av saltvannet og tilsett 75 ml av
pillefluidet
b Sett sammen filteret med vekt og filtrer pillefluidet i 8 timer ved 690 kPa
Registrer mengden oppsamlet filtrat
c Etter 8 timers filtrering, fjern trykk og vekt, og mål så vndemomentet
Da miljømessige akseptable oljer har lave filtrenngsrater gjennom bentomttbasefilter-kaker, ble det bestemt å kjøre laboratorietester for å bestemme om vndningsmomentet kunne bh redusert ved tilsetting av saltvann før det konvensjonelle fluidet i pillen Det ble kanskje følt at saltvannet ville ødelegge bentomtt filterkaker avsatt av det vannbaserte boreslam Dette ville muligens bryte ned filterkaken og tillate det konvensjonelle pillefluidet å nå smøre borestrengen En kalsiumbromid/kalsiumklondblanding med densitet 1,70 g/cm<3> blir valgt benyttet i testen Det ble følt at et kalsiumbromid med densitet 1,17 g/cm<3> lett kunne bli lagret og, om nødvendig, gjort tyngre med kalsium-klondbromid
Dersom Stick-O-Meter-testutstyret ikke er tilgjengelig, kan testutstyret referert til ovenfor, SPE Paper nr 22550, bh benyttet for å teste forskjellige pillefluider Konklusjon
1 Meget små vndmngsmomenter ble observert i Stick-O-Meter-testene når filterkakene avsatt av ferskvannbentonittslam ble eksponert for pillefluidet i en totnnnsprosedyre Prosedyren bestod av først tilsetting av en kalsiumbromid/- kalsiumklondlake med densitet 1,74 g/cm<3> og tilsetting av et standard pillefluid 2 Eksponenngstid for saltlaken var kntisk i testene I de tidlige testene var 3 timers trekking med saltlake utilstrekkelig 16 timer virket relativt bra, men det var ingen data for bløtlegging med saltlaget mellom 3 og 16 timer Generelt ga fluider eksponert 116 timer for saltlake og 8 timer for den konvensjonelle pille, lave vndnmgsmoment-avlesninger
3 Flere testede saltlake-esterblandinger (ikke illustrert) viste at vndnings-momentene observert etter 24 timers eksponering for saltlake-vegetabilske olje-esterblandinger ble lavere enn vndningsmomentet sett ved saltlaken alene Imidlertid ble det laveste vndningsmoment observert i alle de tidlige testene sett for totnnnsprose-dyren, dvs en plassering av klarsaltlaget i fortrinnsvis 16 timer, fulgt av plassenng av et konvensjonelt pillefluid
Fig 1 viser en sammenligning i de tidlige testene for filtrenngsrater og "vndnmgsmo-ment-til-fn" målinger for baseborefluidet ovenfor, det konvensjonelle pillefluidet (ENVIRO-SPOT) alene, den klare saltlaken alene og 2-tnnnsprosessen som først involverer klar saltlake fulgt av konvensjonelt pillefluid, i de følgende tidsforløp
a) 3 timer saltlake, 3 timer ENVIRO-SPOT
b) 16 timer saltlake, 8 timer ENVIRO-SPOT
c) 16 timer saltlake, 8 timer BAROSPOT
d) 16 timer saltlake, 8 timer PIPE-LAX
Fig 1 viser at selv om saltlaken økte filtertapet, forble vndningsmoment-til-fn høy Fig
1 viser også vndningsmomentet og fluidtapdata for to-tnnnsfluidtesten Det ble observert at alle pillefluidene testet (ENVIROSPOT, BAROSPOT og PIPE-LAX) som ikke reduserte vndningsmoment i tidligere tester, dvs uten mitiell plassenng av klarsaltlaget, reduserte vndningsmomentet til 5 tommer pund i to-tnnnstesten Klare saltlaker som benyttet for det mitielle pillefluidet ifølge foreliggende oppfinnelse, har en tendens til å migrere inn i og kontaminere borefluidet i nngrummet i borehullet som omgir borestrengen, spesielt skal densiteten til den klare saltlaken ikke akkurat være hk densiteten til borefluidet For å minimalisere kontaminenngen av borefluidet, er det ansett ønskelig å minimalisere bløtleggingstiden med klar saltlake i den fatsitten-de delen av røret Kort sagt vil man foretrekke å bløtlegge filterkaken med klar saltlake akkurat lenge nok, men ikke lenger
Fagmannen vil forstå at den klare saltlaken, om ønsket, kan gis øket densitet med bantt eller attapulgitt for å øke densiteten opp til omkring 2,0 g/cm<3>, men tilsettingen av de tunge faststoffene kan muligens negativt påvirke fhgivingstiden til det fastsittende røret ved plugging eller forsegling av sprekker i filterkaken
Etterfølgende tester til de angitt i fig 1, ble kjørt fordi man ikke visste effekten av bløtlegging av filterkaken mellom 3 tuner i klar saltlake (som hovedsakelig sviktet) og 16 timer som syntes å virke bra i sammenheng med den andre pillen av konvensjonelle pillefluider
I senere tester viser fig 2 en sammenligning av en 16 timers plassenng av klar saltlake (referert til som en katalysator i figuren) bløtlegging av en 1,68 g/cm<3> sjøvann/hgnosul-fonatfilterkake, fulgt av en 8 timers bløtlegging med BAROSPOT, mot en 8 timers bløt-legging med klar saltlake fulgt av en 16 timers BAROSPOT-bløtlegging Vndningsmomentet-til-fh-resultatene var identiske (10 tommer pund), noe som indikerer at en bløt-legging på omkring 8 timer med klar saltlake før den andre plassenngen av et konvensjonelt pillefluid, vil frigjøre det fastsittende røret
Det er også antatt at en 1,92 g/cm<3> sjøvann/hgnosulfonatborfluidfilterkake kan reagere forskjellig på bløtleggingen med klar saltlake, for eksempel en 1,68 g/cm<3> ferksvann/- karboksymetylcellulose (CMC) borefluidfilterkake Fig 3 sammenligner en bløtlegging på 8 timer med klarsaltlaget (1,74 g/cm<3>) for hver av de to filterkakene Selv om fluid-tapet under både bløtlegging av den klare saltlaken og 1,74 g/cm<3> BAROSPON-bløt-legging var mye større for CMC-filterkaken enn for hgnosulfonatiflterkaken, var vndningsmoment-til-fh-avlesninger identiske (10 tommer pund), noe som indikerer at en bløtlegging med klar saltlake på omkring 8 timer er tilstrekkelig for å frigjøre det fastsittende røret i to forskjellige typer filterkaker
Av forsiktighetshensyn ble en endelig test utført for å bestemme om filterkaken ville bli ødelagt 16 timer med klar saltlake, fulgt av 16 timers behandling med BAROSPOT, og sammenlignet med en gjentagelse av 8 og 16 timers behandling med klar saltlake (fulgt av 16 timer og 8 timer behandling med BAROSPOT) Behandlingen 16 tuner virket ikke, noe som bekrefter det tydelige behov for først å bløtlegge filterkaken i omkring minst 8 timer med en klar saltlake, fulgt av bløtlegging med et konvensjonelt pillefluid Det ble således konkludert med at i feltoperasjoner for å frigjøre et fastsittende rør, skal den første behandlingen være av en pille med klart saltlag i minst 8 timer, fulgt av en andre behandling med konvensjonelle pillefluider i kanskje 8 timer eller mer Hvis nødvendig, basert på erfaring, kan den klare saltlaken bh holdt på plass i mer enn 8 timer, fulgt av en konvensjonell pillefluidbehandling i en ubestemt periode inntil røret er frigitt
Oppfinnelsen omfatter således den følgende prosedyren, hvor "Spot 1" er det klare saltlag og "Spot 2" er det konvensjonelle pillefluidet, for eksempel BAROSPOT,
ENVIRO-SPOT, PETROFREE, PIPE-LAX, COASTAL-SPOT, COASTALUBE,
CESCO A-25 SPOT, VL-250, KOPLUS LL, TERPENE el 1, eller kan også være av mindre miljøvennlig pillefluid slik som dieselolje, asfalt, mineralolje e 1, dersom betingelsene tillater det Det konvensjonelle pillefluidet, i tillegg til de nevnte, kan være et hvilket som helst fluid generelt karakterisert som et fuktingsmiddel, et overflateaktivt middel eller et smøremiddel
Anbefalt behandlingsprosedyre
1 DENSITET - Densiteten til behandhngsvæsken for å utligne densiteten til slam Spot I saltlagdensitet kan vanere opp til omkring 1,80 g/cm<3> med kombinasjoner av kalsiumklond eller kalsiumbromid eller tyngre, dersom sinkbromid kan benyttes Dersom densitetsreduksjon er nødvendig, kan ferskvann bh benyttet Spot II kan være et hvilket som helst konvensjonelt behandhngsfluid
2 VOLUMER
SPOT I A Minimum 8 cm<3> (50 fat)
B Skal minst dekke mansjetter
SPOT II C Minimum 16 cm<3> (100 fat)
3 PLASSERING
A SPOT I skal blandes i boreslamtank og plasseres i borestrengen ved
normal pumpehastighet
B SPOT II ble blandet i boreslamtanken og plassert i borestrengen ved
normal pumpehastighet
C SPOT U skal pumpes fra boreslamtanken inntil SPOI kommer klar av borkronen og 10270 liter (8 fat) SPOT I forblir i borestrengen Dersom borestrømkapasiteten er større enn volumene av SPOT I og SPOT II, vil borefluid bli benyttet i fonngsrør SPOT II
4 BLØTLEGGINGSTIDER
A Sirkulenngen skal bli avbrutt hver time [1591(1 fat) inntil SPOT I er ute av borestrengen Den beregnede eksponeringstid for SPOT I er fortrinnsvis minimum 8 timer
B 13,5 cm<3> (85 fat) av SPOT II ble pumpet inn i hulrommet ved lavest
mulig hastighet 2,38 cm<3> (15 fat) SPOT n får være igjen i borestrengen C Avbryt sirkulasjonen hver time og pump 159 til 318 1 (1 -2 fat)
D Etter at røret er fritt, pump pillene ut av hullet ved normal pumpe hastighet Når pillene og grenseflatene når overflaten, kast fluidene Sirkuler og kondisjoner slam
Klare saltlag har blitt benyttet i årevis som kompletterings- og opparbeidelsesfluider i olje- og gassindustrien Typisk for slike fluider er kalsiumklond, kalsiumbromid, sinkbromid eller blandinger derav Slike saltlaker er hovedsakelig faststoffhe, og har divalente kationer og kan bh blandet til klare saltlaker med densiteter i området fra 1,39 g/cm<3> for CaCl2, opp til 2,30 g/cm<3> for en blanding av CaCl2/CaBr2/ZnBr2, eller opp til 2,42 g/cm<3> for en blanding av CaBr2/ZnBr2 Generelt øker korrosjonshastigheten med saltlagdensiteten og temperaturen, hvor sinkbromid er den letteste og mest korro-sive av de vanlig benyttede, klare saltlakene
Da anvendelsen av sinkbromid kan skape korrosjon, sikkerhets- eller miljømessige problemer, finner foreliggende oppfinnelse langt større anvendelse når den nødvendige densiteten til den klare saltlaken ikke overskrider en densitet på omkring 1,85 g/cm<3 >som kan bh oppnådd med en blanding av CaCl2/CaBr2
Selv om klare saltlag er kommersielt tilgjengelige som fluider, er CaCl2, CaBr2 og ZnBr2 hver tilgjengelige i tørr form, enten som pulver, krystaller, korn, klumper eller flak, som hver er oppløselige i vann, og kan blandes med vann for å danne klare saltlaker som passer for utførelse av oppfinnelsen Densiteten kan endres opp eller ned kun ved å tilsette enten tørt salt eller vann

Claims (10)

1 Fremgangsmåte for fngiving av et fastsittende rør i et brønnborehull, karakterisert ved at den omfatter, pumping av et første klart saltlakebehandhngsfluid inn i den fasthengende regionen av røret, - å la den klare saltlaken bløtlegge stedet for den fasthengende region i minst åtte timer, - å pumpe et andre behandhngsfluid med minst en komponent valgt fra klassene fuktingsmidler, overflateaktive midler og smøremidler inn i den fastsittende region av røret, og - å la det andre behandlingsfluidet bløtlegge stedet i minst åtte timer, eller inntil det fastsittende røret har blitt frigjort, hva som enn skjer først, i den fastsittende region av røret
2 Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den klare saltlaken omfatter kalsiumklorid,
3 Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at saltlaken omfatter kalsiumbromid
4 Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den klare saltlaken omfatter sinkbromid
5 Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den klare saltlaken er valgt fra klassen kalsiumklond, kalsiumbromid, sinkbromid eller blandinger derav
6 Matenalkombinasjon for fngiving av et fastsittende rør, karakterisert ved at den omfatter en første behandlingspille omfattende en klar saltlake, en andre behandlingspille valgt fra klassen fuktingsmidler, overflateaktive midler og smøremidler, og hvor nevnte andre behandlingspille benyttes sekvensielt i tid etter nevnte første behandlingspille i det fastsittende rør
7 Kombinasjon av matenaler ifølge krav 6, karakterisert ved at nevnte klare saltlake omfatter kalsiumklond
8 Kombinasjon av materialer ifølge krav 6, karakterisert ved at nevnte klare saltlake omfatter kalsiumbromid
9 Kombinasjon av matenaler ifølge krav 6, karakterisert ved at nevnte klare saltlake omfatter sinkbromid
10 Kombinasjon av matenaler ifølge krav 6, karakterisert ved at nevnte klare saltlag er valgt fra klassen kalsiumklond, kalsiumbromid, sinkbromid eller blandinger derav
NO19963048A 1994-01-21 1996-07-22 Fremgangsmåte og materialkombinasjon for frigj degree ring av et fastsittende r degree r NO316399B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/184,427 US5415230A (en) 1994-01-21 1994-01-21 Method and combination for materials for releasing a stuck pipe
PCT/US1995/000757 WO1995020094A1 (en) 1994-01-21 1995-01-20 Method and combination of materials for releasing a stuck pipe

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO963048D0 NO963048D0 (no) 1996-07-22
NO963048L NO963048L (no) 1996-08-23
NO316399B1 true NO316399B1 (no) 2004-01-19

Family

ID=22676819

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19963048A NO316399B1 (no) 1994-01-21 1996-07-22 Fremgangsmåte og materialkombinasjon for frigj degree ring av et fastsittende r degree r

Country Status (7)

Country Link
US (2) US5415230A (no)
AU (1) AU685227B2 (no)
BR (1) BR9506545A (no)
CA (1) CA2181790C (no)
GB (1) GB2300871B (no)
NO (1) NO316399B1 (no)
WO (1) WO1995020094A1 (no)

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5415230A (en) * 1994-01-21 1995-05-16 Baroid Technology, Inc. Method and combination for materials for releasing a stuck pipe
US5700767A (en) * 1995-09-21 1997-12-23 Cjd Investments, Inc. Downhole well lubricant
US5888279A (en) * 1997-10-30 1999-03-30 Morton International, Inc. Asphalt release agent for truck beds
US6267186B1 (en) 1999-06-14 2001-07-31 Spectral, Inc. Spotting fluid and method of treating a stuck pipe
US6138759A (en) * 1999-12-16 2000-10-31 Halliburton Energy Services, Inc. Settable spotting fluid compositions and methods
US6716282B2 (en) 2000-07-26 2004-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells
US6666268B2 (en) 2000-07-26 2003-12-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and oil-based settable drilling fluid compositions for drilling and cementing wells
US6315042B1 (en) 2000-07-26 2001-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Oil-based settable spotting fluid
US6668929B2 (en) 2000-07-26 2003-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells
US6435276B1 (en) * 2001-01-10 2002-08-20 Halliburton Energy Services, Inc. Spotting fluid for differential sticking
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
US6923260B2 (en) 2002-05-23 2005-08-02 Baker Hughes Incorporated Mitigation of proppant sticking in removing downhole tools
US7195071B2 (en) * 2003-08-05 2007-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Enzyme compositions and methods of using these compositions to degrade succinoglycan
CA2656513A1 (en) * 2006-06-21 2007-12-27 Phitex, Lllp Stuck drill pipe additive and method
US7681644B2 (en) * 2006-11-13 2010-03-23 Exxonmobil Upstream Research Company Managing lost returns in a wellbore
US20110094747A1 (en) * 2008-05-09 2011-04-28 M-I L.L.C. Method of remediating bit balling using oxidizing agents
US20170226401A1 (en) 2016-02-05 2017-08-10 Saudi Arabian Oil Company Terpene-Based Spotting Fluid Compositions for Differential Sticking
US10683448B2 (en) 2016-02-08 2020-06-16 Saudi Arabian Oil Company Alkyl ester spotting fluid compositions for differential sticking
US11208585B2 (en) 2016-03-24 2021-12-28 Tetra Technologies, Inc. High density, low TCT divalent brines and uses thereof
MX2018011602A (es) 2016-03-24 2019-01-10 Tetra Tech Salmueras monovalentes con alta densidad y baja tct y usus de ellas.
MX2018011600A (es) 2016-03-24 2019-01-10 Tetra Tech Mejoramiento de la estabilidad de la temperatura de polioles y alcoholes de azucar en salmueras.
GB2578542B (en) 2017-08-18 2022-01-19 Landmark Graphics Corp Method and system for analyzing a drill string stuck pipe event
US11021645B2 (en) 2017-10-24 2021-06-01 Tetra Technologies, Inc Stabilization and reduction of TCT of divalent iodide-containing brines
US11453817B2 (en) 2017-10-24 2022-09-27 Tetra Technologies, Inc. Stabilization of iodide-containing brines and brine mixtures
US10851278B2 (en) 2017-10-24 2020-12-01 Tetra Technologies, Inc. Stabilization and reduction of TCT of brines containing monovalent iodides
US20240192106A1 (en) * 2022-12-12 2024-06-13 Aramco Overseas Company Uk Ltd Differential sticking test fixture

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4494610A (en) * 1983-04-11 1985-01-22 Texaco Inc. Method for releasing stuck drill pipe
US4614235A (en) * 1985-04-15 1986-09-30 Exxon Chemical Patents Inc. Use of mono and polyalkylene glycol ethers as agents for the release of differentially stuck drill pipe
US4876017A (en) * 1988-01-19 1989-10-24 Trahan David O Use of polyalphalolefin in downhole drilling
US5045219A (en) * 1988-01-19 1991-09-03 Coastal Mud, Incorporated Use of polyalphalolefin in downhole drilling
DE3801476A1 (de) * 1988-01-20 1989-08-03 Henkel Kgaa Zusammensetzungen zur befreiung festgesetzter bohrgestaenge
US5247992A (en) * 1990-05-07 1993-09-28 Robert Lockhart Fluid for releasing stuck drill pipe
US5002672A (en) * 1990-06-01 1991-03-26 Turbo-Chem International, Inc. Downhole drilling spotting fluid composition and method
US5057234A (en) * 1990-06-11 1991-10-15 Baker Hughes Incorporated Non-hydrocarbon invert emulsions for use in well drilling operations
US5141920A (en) * 1990-06-11 1992-08-25 Baker Hughes Incorporated Hydrocarbon invert emulsions for use in well drilling operations
US5120708A (en) * 1991-03-06 1992-06-09 Baker Hughes Incorporated Non-poluting anti-stick water-base drilling fluid modifier and method of use
US5260268A (en) * 1991-07-18 1993-11-09 The Lubrizol Corporation Methods of drilling well boreholes and compositions used therein
US5415230A (en) * 1994-01-21 1995-05-16 Baroid Technology, Inc. Method and combination for materials for releasing a stuck pipe

Also Published As

Publication number Publication date
US5415230A (en) 1995-05-16
AU685227B2 (en) 1998-01-15
US5555937A (en) 1996-09-17
GB2300871A (en) 1996-11-20
NO963048D0 (no) 1996-07-22
GB2300871B (en) 1997-08-27
GB2300871A8 (en) 1996-12-02
CA2181790A1 (en) 1995-07-27
BR9506545A (pt) 1997-08-19
NO963048L (no) 1996-08-23
CA2181790C (en) 2000-04-18
WO1995020094A1 (en) 1995-07-27
AU1604695A (en) 1995-08-08
GB9615377D0 (en) 1996-09-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO316399B1 (no) Fremgangsmåte og materialkombinasjon for frigj degree ring av et fastsittende r degree r
US4460052A (en) Prevention of lost circulation of drilling muds
US4498995A (en) Lost circulation drilling fluid
CA2701697C (en) Compositions and methods for treatment of well bore tar
NL8802992A (nl) Niet vervuilende boorvloeistof voor ondergrondse bronboringen en werkwijzen voor het gebruiken daarvan.
NO176360B (no) Oljebasert borevæske med kontinuerlig oljefase
CA2434142C (en) Spotting fluid for differential sticking
NO316293B1 (no) Fluidsystem for regulering av fluidtap ved utvinning av hydrokarboner og fremgangsmåte for beskyttelse av et borehul under enhydrokarbonutvinningsoperasjon
EP0552330A1 (en) Drilling, completion, and workover fluids comprising ground peanut hulls
CA2594173C (en) Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods
CA2644820A1 (en) Glycerol based drilling fluids
Lyons Working guide to drilling equipment and operations
US4120369A (en) Method for drilling a well through unconsolidated dolomite formations
US2561075A (en) Well drilling
CA2594208C (en) Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods
US2468658A (en) Treatment of drilling fluids
US5671810A (en) Composition and method for relief of differential sticking during drilling
NO302953B1 (no) Vannbasert fluid til bruk ved boring, komplettering og vedlikehold av brönner for utvinning av naturrikdommer
NO20160445A1 (en) Freeze/thaw stable latex emulsion for treatment of well bore tar
GB2226964A (en) Method of providing a stable suspension of non-swelling particulate matter
EP0764709A1 (en) Silicone based fluids for drilling applications
EP0200466A2 (en) Method for releasing stuck drill string
GB2255993A (en) Method for releasing a stuck pipe
NO850093L (no) Fremgangsmaate for boring av en broenn
NO176721B (no) Fluid for anvendelse i petroleumsbrönner, samt fremgangsmåte for å bore en brönn