NO318436B1 - Fluider for oljefeltindustri, fremstilling av fluidene og anvendelse ved boring, komplettering, bronnbehandling og fraktureringsbehandling. - Google Patents
Fluider for oljefeltindustri, fremstilling av fluidene og anvendelse ved boring, komplettering, bronnbehandling og fraktureringsbehandling. Download PDFInfo
- Publication number
- NO318436B1 NO318436B1 NO19941439A NO941439A NO318436B1 NO 318436 B1 NO318436 B1 NO 318436B1 NO 19941439 A NO19941439 A NO 19941439A NO 941439 A NO941439 A NO 941439A NO 318436 B1 NO318436 B1 NO 318436B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- particles
- particle size
- average
- fluids
- average particle
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 83
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 100
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 31
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 20
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 16
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 11
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 9
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L hydroxy(oxo)manganese;manganese Chemical compound [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 9
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 9
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000004816 latex Substances 0.000 claims description 8
- 229920000126 latex Polymers 0.000 claims description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 6
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 6
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 5
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 4
- 229910021487 silica fume Inorganic materials 0.000 claims description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 3
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 2
- 239000000049 pigment Substances 0.000 claims description 2
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims description 2
- VXAUWWUXCIMFIM-UHFFFAOYSA-M aluminum;oxygen(2-);hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[Al+3] VXAUWWUXCIMFIM-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 claims 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 6
- 239000006259 organic additive Substances 0.000 description 6
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 4
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- RQPZNWPYLFFXCP-UHFFFAOYSA-L barium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ba+2] RQPZNWPYLFFXCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229910001863 barium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 3
- 239000002440 industrial waste Substances 0.000 description 3
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 3
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 3
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 230000003042 antagnostic effect Effects 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 2
- 238000005816 glass manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 239000013502 plastic waste Substances 0.000 description 2
- 229920000417 polynaphthalene Polymers 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 230000008485 antagonism Effects 0.000 description 1
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 1
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000003517 fume Substances 0.000 description 1
- 230000035876 healing Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
-
- 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
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/032—Inorganic additives
-
- 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
- C09K8/05—Aqueous well-drilling compositions containing inorganic compounds only, e.g. mixtures of clay and salt
-
- 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
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/572—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/601—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation using spacer compositions
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)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår det tekniske område oljebrønner, vannbrønner og geotermiske brønner og lignende, samt anvendelse derav.
Foreliggende oppfinnelse angår borefluider, fraktureringsfluider, avstandsholdere, avledningsfluider, gruspakkingsfluider og generelt alle lignende fluider samt anvendelse av disse.
Disse operasjoner er blitt svært godt kjent innenfor fagområdet, såvel prinsippene som ytelsen; de store vanskeligheter når det gjelder ytelse er også velkjent.
Disse dataer er det derfor unødvendig å gjenta her. Bare hovedtrekkene skal derfor kort nevnes i det følgende.
Borefluider, og spesielt boreslam, er velkjent. Disse er generelt belastede fluider som må oppvise nøyaktige karakteristikker.
I tillegg til de generelt søkte egenskaper for fysikalsk/kjemisk kompatibilitet med de borede formasjoner må disse fluider oppvise svært presise karakteristikker, spesielt når det gjelder densitet, reologi, smøreevne og fluidtap, uten at dette går på bekostning av inntrengningsgraden.
Densitet har en avgjørende hydrostatisk funksjon i forhold til boresikkerhet, for å forhindre at formasjonsfluidene trenger inn i hullet, noe som kan føre til kata-strofale utblåsninger eller også til frakturering av de borede formasjoner og som kan føre til et fluidtap som også kan skape problemer for brønnreguleringen.
Densitet har også innflytelse på stabiliteten av det åpnede hull, idet vekten av slamsøylen bidrar til å balansere det litostatiske trykk som utøves på funksjonen. De reologiske karakteristikker må være et kompromiss mellom et minimalt tap av sats og en god evne til å frakte det steinmateriale som oppstår ved boring opp til overflaten.
Generelt søkes det å minimere fluidtapet på grunn av fluidets eksponering for porøse formasjoner, slik at det hverken går ut over sikkerheten ved driften eller dens økonomiske gjennomførbarhet. Det tas under reservoarboringen spesielt hensyn til at skade på grunn av fluidinntrengning som krever helbredende behandlinger må minimeres.
Det vil lett forstås at det å sette sammen et boreslam som passer til en spesiell situasjon er et resultat av et egnet kompromiss mellom målsetninger som av og til står mot hverandre. Eksempelvis innrømmes det vanligvis av fagfolk at de foran nevnte søkte egenskaper når det gjelder fluidtap er skadelig for penetrasjonsgraden, spesielt for rullemeisel-borkroner. Det skal også nevnes at høyt faststoff-innhold, som enkelte ganger unngås på grunn av nødvendigheten av en høy densitet og/eller høye viskositeter, er skadelige for penetrasjonsgraden.
Problemene med disse motstridende målsetninger har frem til i dag bare delvis vært løst ved hjelp av kjemiske additiver, idet dette er en løsning hvor ulempene videre skal nevnes, spesielt additivenes potensielle virkning på miljøet og de høye kostnader forbundet med dem.
Foreliggende oppfinnelse indikerer imidlertid at dersom det velges et relevant størrelsesområde på de suspenderte faststoffer i slammet, er det mulig å forene disse tilsynelatende inkompatible målsetninger eller i det minste å minimere deres antagonistiske samvirkninger.
Et annet spesielt område angår boring av slanke hull. Denne teknikk krever fluider med lav viskositet, en svært god regulering av vanntapet, en svært liten ten-dens til avsetning og brodannelse for partiklene i et hull som ofte er svært trangt, for å unngå for store satstap. En ytterligere vanskelighet oppstår dersom det er nød-vendig med et slam med høy densitet. Det høye forhold mellom de faste stoffer og fluidet forårsaker da ustabiliteter ("Boycotf-effekt). Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en løsning på disse problemer.
Ved borefluid-anvendelse for hull med liten diameter unngås forhøyelse av slamdensiteten ved at det anvendes partikler hvis størrelse er som størrelsen på borekaks, for å minimere den viskositetsøkende virkning på slammet av borekakset og for å favorisere adskillingen av borekakset fra vektmidlene på vibratorene.
For å løse problemet med gjeninjeksjon av den knuste stein, må reologien ikke være for høy.
I tidligere kjent teknikk forhindrer dette krav de høye konsentrasjoner av fast stoff (andre krav, men motsatt rettet). Dersom borekronen dessuten produserer store borestykker, må de i henhold til tidligere kjent teknikk knuses slik at de blir fine.
Det skal sees i det følgende at oppfinnelsen gjør det mulig på samme tid å ha lav reologi og en høy konsentrasjon av faste stoffer og det tolereres og til og med foretrekkes grovere knust stein. Resultatet er spesielt effektivt og økonomisk. Når det gjelder borekaks-reinjeksjon, vil det i søknaden være foretrukket å anvende to eller tre usammenhengende tverrsnittsprofiler av borekaks, hvor størrelsesområdet for de største vil bli valgt smalt for å minimere viskositetsreduksjonen, slik at det derfor kan inkorporere mer faste stoffer, enten ved at det velges ut egnede filtere eller ved at knuseren justeres på en passende måte. Den fineste tverrsnittsprofilen vil imidlertid være svært bred i de små størrelser for å minimere filtratreguleringen og suspensjonens stabilitet.
En annen viktig type fluider som anvendes i petroleumindustrien og beslektede industrier består av avstandsfluidene.
Under sementeringsoperasjonen som beskrevet ovenfor, kreves det formelt fysisk separasjon av boreslammet fra sementoppslemmingen på grunn av kjemiske inkompatibiliteter. Det anvendes enten mekaniske apparater eller inerte separeringsfluider.
Disse fluider har to hovedfunksjoner. Den første er fullstendig fjerning eller "fortrengning" av boreslammet, og den andre er å forhindre eventuell sement/slam-kontakt. Svært viktig er igjen reologien, densiteten og hastighetsprofil-karakteri-stikkene, samt fluidtapsreguleringen og stabiliteten av sedimenteringsreguleringen.
Når det gjelder avstandsfluider, er to viktige størrelser forholdet mellom to tverrsnittsprofiler hvor størrelsesområdene støter opp til hverandre og forholdet skal fortrinnsvis ikke være større enn 15, ettersom det i denne søknad er nødvendig med en svært god motstand mot sedimentering, samt høy fluiditet for anvendelser i turbulent tilstand, og målet vil være å minimere den minimale partikkelkonsentrasjon for å oppnå en forhindret sedimentering.
Når det gjelder fraktureringsfluidene, gis disse fluider viskositetsøkning eller geleres og/eller tverrbindes, idet disse fluiders funksjon er å påføre trykk på de bergmasser som befinner seg rundt brønnen, opptil det punkt hvor formasjonen fraktureres. Én viktig funksjon for disse fluider er å tåle belastning av proppemiddel og spesielt å bære dette proppemiddel uten at det setter seg av i den fraktur som er forårsaket av fluidet. Igjen er reologien, spesielt den såkalte "suspensoid"-egenskap og stabiliteten for disse belastede fluider, samt evne til fluidtapskontroll under sedimentering, av største betydning.
Et annet viktig karakteristisk trekk for disse fluider, samt for gruspakkingsfluider, og som skal nevnes nedenfor, er at de må opprettholde en god permeabili-tetskarakteristikk ved komprimering.
En spesiell type fraktureringsfluider består av forpute-fluidene som virker slik at de dekker den frakturerte vegg for å optimalisere virkningen av frakturerings-fluidet, inkludert hjelpemidlet, og det unngås fluidtap, spesielt i porøse formasjoner.
Det skal sees at oppfinnelsen gjør det mulig å danne en kake som både er fin og som ikke penetrerer inn i matriksen. Kaken vil oppføre seg svært godt og vil lett brytes ned i nærvær av hjelpemidlet ved slutten av driften når trykkinversjonen finner sted og brønnproduksjonen startes (to andre motsatt rettede imperativer i den tidligere kjente teknikk).
Ved forpute-anvendelse for frakturering vil de største partikler i forputen velges med en stor nedre størrelse (minst to størrelsesområder) til proppemiddel-størrelsen for å favorisere det at kaken løsner fra fraktureringens vegg når produk-sjonen startes, og når stykker faller av kaken. PVF vil velges svært høy, idet hver tverrprofil av partikler har en smal størrelsesfordeling for å oppnå en svært fin, hard og ikke-porøs kake, noe som favoriserer at kaken løsner ved slutten av driften og gjør det mulig på bedre måte å regulere fluidtapene under åpning av frakturen.
Dessuten indikerer forpute-anvendelsen ved frakturering at oppfinnelsen også representerer en løsning for avledningene ved tiden for de velkjente syre-behandlinger av matriksen.
Avledningsanvendelsen ligger svært nær forpute-anvendelsen, men det er imidlertid en forskjell ettersom det ikke er noen grense for størrelsen av de største partikler som kan anvendes, fordi kaken ved slutten av driften ikke faller i en smal frakturering, men i borehullet.
En annen type fluid som foreliggende oppfinnelse angår, består av fluidene som anvendes for å anbringe gruspakken. Disse fluider må også bære partikkelformige materialer opp til formasjonen for å anbringe dem i formasjonen, og virkningen av disse partikkelformige materialer er å danne en sikt for å forhindre at de fine partikler plugger sonene nær perforeringene fra hvilke oljen produseres.
Enda en gang er det for slike fluider nødvendig med nøyaktig regulering av reologien, viskositeten, stabiliteten og suspensoidegenskapene.
I tillegg til den ovenfor nevnte permeabilitetsegenskap krever disse fluider en svært god regulering av fluidtap under sedimentering.
Partikkelstørrelsen må ikke velges for fjernt mellom de forskjellige tverrsnitts-profilforhold 10 til 15, for at de små partikler skal blandes godt inn i kaken. Av samme grunner vil det velges oppslemminger med svært høyt innhold av partikler. Takket være teknikken er dette mulig på grunn av den lave viskositet og på grunn av oppslemmingens reduserte følsomhet mot potensielle fluidtap.
Som nevnt ovenfor er alle disse fluider og de egenskaper det er nødvendig at de har velkjente innenfor fagområdet.
Mange additiver av forskjellige slag er også kjent, og de anvendes innenfor fagområdet alene eller i forskjellige kombinasjoner for å sette sammen det best mulige fluid for en bestemt brønn.
Denne fluidsammensetning er aldri enkel. Den er ofte mangelfull på grunn av de mange nødvendige egenskaper som innebærer at det anvendes antagonistiske midler.
Det er imidlertid alltid en viss grad av usikkerhet forbundet med bunnhull-betingelsene, f.eks. maksimal temperatur, nærvær av tyvsoner, etc. I tidligere kjent teknikk innbefatter f.eks. disse usikkerheter en overdosering av et eller annet additiv eller additiver for å unngå en stor risiko.
Dette medfører en viktig kompleksitet ved sammensetning av fluider, og av anordninger og additiver som anvendes, med de medfølgende risikoer og kostnader.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en sammensetningsteknikk for petroleumindustri-fluider, kjennetegnet ved sin enkelthet, lave kostnader og oppnåelse av utmerkede egenskaper. En imponerende forbedring av alle nyttige egenskaper oppnås på lett måte uten at det oppstår noen ulempe og spesielt uten noen antagonismer mellom de oppnådde virkninger.
Når det gjelder borefluidene, består påtvunget partikkelformig materiale av borekaks, som boreslammet vil være belastet med. Dette gjør formuleringen av boreslammet i henhold til foreliggende oppfinnelse spesielt vanskelig.
Frakturerings- og gruspakkings-fluidene vil også medføre store vanskeligheter fordi permeabiliteten av disse vil være tilbøyelig til å avta på grunn av de fine stoffer som inkorporeres i henhold til foreliggende oppfinnelse (dette er grunnen til at disse fine stoffer alltid ble utelatt fra slike fluider i tidligere kjent teknikk).
Ved teknikkens stand er tilsetninger av partikkelformige mineraler til et petro-leumfluid allerede blitt gjennomført og er kjent for å forbedre enkelte egenskaper. Det er også kjent at størstedelen av de ovenfor nevnte avgjørende egenskaper i de fluider som kommer i betraktning til nå har vært regulert (med de ovenfor indikerte grenser) ved hjelp av organiske additiver.
Disse additiver medfører et alvorlig problem som er velkjent i teknikken, og som innebærer at de fleste av dem har en samtidig og motsatt rettet virkning på en gitt egenskap eller samtidig på mange egenskaper.
For eksempel setter et dispergeringsmiddel ned viskositeten, men forbedrer sedimenteringen. En tetningstilsats setter selvsagt ned fluidtapet, men øker viskositeten. De fleste av de for tiden kjente og anvendte additiver har dessuten også en innvirkning på fluidets virkningsmekanismer og/eller på selve formasjonen.
Det er også kjent at virkningsområdet for slike additiver ofte er smalt på grunn av en viktig følsomhet for temperatur, for konsentrasjon av ioner (salter) i det vann som ligger i mellomrommene, etc. og eventuelt også for bestanddelene i formasjonen. Til tross for lange og kostbare utviklingsarbeider er resultatet ofte en formulering som bare er egnet for den spesielle temperatur og/eller det spesielle saltinnhold og/eller den spesielle formasjon, etc.
Dette har vært vedgått i tidligere kjent teknikk i flere tiår. Antallet additiver har således blitt flerdoblet med generelt spesifikke betingelser for anvendelse av hvert enkelt additiv. For å avhjelpe ulempene med den stadig viktigere kompleksitet når det gjelder de mulige løsninger, er det utviklet programvarer i stort antall. Disse programvarer peker bare på kompleksiteten i den kjemiske formulering, og gjør håndteringen av denne kompleksitet lettere, men uten å løse ulempene.
På overraskende måte fjerner foreliggende oppfinnelse kompleksiteten.
For første gang på flere tiår er det i stedet for å kombinere flere og flere additiver som er mer og mer komplekse, blitt oppdaget at et stort antall avgjørende egenskaper vil oppfylles ved resonnering når det gjelder utvelgelser og kombinasjoner av (spesielt mineralske) partikkelformige produkter som har forskjellige størrelsesområder.
Slike (mineralske) produkter anvendt i henhold til foreliggende oppfinnelse er spesielt silisiumdioksyd, hematitt (eller andre jernoksyder), bariumhydroksyd, og også karbonater, aluminiumoksyd, etc, og det skal også nevnes organiske produkter, så som plastavfall og andre klart kompatible avfallstyper. Spesielt bør valget bestemmes av f.eks. den densitet som skal oppnås. Det er blitt oppdaget at ved å anvende en utvalgt kombinasjon av mange størrelsesområder av denne type i kombinasjon med størrelsesområdet av de andre bestanddeler av det fluid som kommer i betraktning, er det spontant blitt oppnådd et konvergerende sett av fordelaktige egenskaper, forutsatt at størrelsesområdene for de aktuelle produkter velges ut, og også disse produkters respektive andeler for å kunne arbeide ved den maksimale PVF, eller så nær som mulig til denne maksimale PVF (PVF er pakking-volum-fraksjonen), og fører også til at andelen av faste bestanddeler i forhold til blandefluidet velges slik at fluidet befinner seg i den forhindrede sedimenteirngstll-stand. Det er kjent at i en slik tilstand oppfører faste partikler seg "kollektivt" som et porøst, fast materiale. Ute av denne tilstand vil imidlertid partiklene med forskjellig størrelse sette seg av på adskilt måte med forskjellige hastigheter. For eksempel omfatter US 4,519,922 et borefluid med tre ulike partikkelstørrelsesområder, men de anvendte områdene gjør det ikke mulig å oppnå en optimal PVF. Denne forhindrede sedimenteringstilstand tilsvarer i praksis mye høyere faststoff-konsentrasjoner i fluidet enn den som tillates i tidligere kjent teknikk. Det er blitt oppdaget at den forhindrede sedimenteringstilstand oppstår over en høy terskelkonsentrasjon for fast stoff.
Denne terskel avhenger selvfølgelig av de valgte størrelsesområder.
Det er viktig å nevne at slike konsentrasjoner som har vært vurdert som umulige å anvende i tidligere kjent teknikk (alvorlige problemer med for høy viskositet og blandingsevne) er anvendbare i henhold til oppfinnelsen takket være valget av betingelser som er nær PVF maks.
Foreliggende oppfinnelse omfatter et borefluid omfattende et basisfluid og minst tre partikkelformige additiver valgt fra:
(i) partikler med midlere dimensjon >1 mm, og/eller
(ii) partikler med midlere dimensjon mellom 200-800 um, og/eller
(iii) partikler med midlere dimensjon mellom 10-20 pm, og
(iv) partikler med midlere dimensjon mellom 0,5-10 um, og/eller
(v) partikler med midlere dimensjon mellom 0,05-0,5 pm, og/eller
(vi) partikler med midlere dimensjon mellom 7-50 nm,
hvor
idet minst en av de tre additivene omfatter partikler med midlere dimensjon
mellom 0,5-10 um;
partikkelstørrelsesfordelingen for hvert additiv er i det vesentlige ikke-overlappende i forhold til de andre additivene;
de relative andeler av de partikkelformige additiver er valgt slik at den
maksimale pakkingsvolumfraksjonen (PVF maks) for kombinasjonen av
partikkelformige additiver i det vesentlige oppnås; og
andelen av fast stoff i forhold til vann eller blandefluid er over konsentrasjonsterskelen ved hvilken forhindret sedimentering opptrer.
Man har sett at terskelen for den "forhindrede sedimentering" hverken er blitt nådd eller kommet nær opptil i tidligere kjent teknikk i sammenheng med partikkelformige materialer i oljeindustrien. Fagfolkene innenfor dette området har imidlertid passet på å holde konsentrasjonene av fast stoff lave nok til å være sikre på å unngå de alvorlige problemer som kunne forutsees.
Når det gjelder kriteriet i sammenheng med PVF, har dette kriteriums betydning aldri blitt nevnt i den generelle tidligere teknikk for partikkelformige materialer.
I henhold til oppfinnelsen er således reologien, det frie vann, sedimenteringen, fluidtapsreguleringen, trykkfastheten, stabiliteten, suspensoidegenskapene og permeabiliteten på fordelaktig måte og samtidig blitt forbedret, og alt dette uten at det i hovedsak har vært nødvendig å anvende konvensjonelle organiske additiver.
Foreliggende oppfinnelse består av og tillater kombinasjon av de ovenfor angitte størrelser til svært fordelaktige verdier ved å kombinere mineralmaterialer av forskjellige og på hensiktsmessig måte utvalgte størrelsesområder, hvoretter en nøyaktig regulering av egenskaper kan gjennomføres ved tilsetning av bare små mengder konvensjonelle organiske additiver.
Uten å være begrenset av noen teori synes det som om den tidligere kjente teknikk aldri har oppnådd å mestre et for viktig antall parametere som forekommer i reologi etc. dersom det er mer enn to størrelsesområder.
Foreliggende oppfinnelse er i motsetning til dette basert på et radikalt motsatt konsept, nedenfor kalt "multimodalt" og det optimale med dette er "multikontinuiteten". Dette konsept har tillatt samtidig blanding av mer enn to forskjellige stør-relsesområder, inkludert store dimensjoner. Resultatet har vært at dersom minst en liten mengde fine stoffer har vært blandet, har det ikke funnet sted noe sedimentering av betydning, men på svært uventet måte ble alle viktige egenskaper for fluidet forbedret uten noen anvendelse av konvensjonelle additiver.
Det "multimodale" konsept (samt dette konsepts optimale realisering som utgjøres av multikontinuiteten for de partikkelformige faser) i henhold til foreliggende oppfinnelse skal forklares nærmere i den følgende detaljerte beskrivelse.
Det står i forbindelse med det foran nevnte PVF-trekk, og er først og fremst basert på anvendelsen av mineralpartikler med stor dimensjon (partikler med midlere dimensjon mellom 200-800 um). Dette står i absolutt motsetning til ved-varende tidligere lære i henhold til hvilken nærværet av store partikler og svært store partikler i enda høyere grad medfører en ubetinget sedimenteringsrisiko, noe som er tilfelle. Ettersom disse partikler må være til stede i de fluider som er aktuelle (se ovenfor), har tidligere teknikk bare mangedoblet kjemiske avhjelpingsmidler og korresjonsfaktorer.
Foreliggende oppfinnelse har overvunnet denne hindring ifølge tidligere kjent teknikk ved samtidig anvendelse av mineral-partikler med midlere dimensjon mellom 0,5 og 10 um, partikler med midlere dimensjon mellom 200 og 800 um eller partikler med midlere dimensjon > 1 mm, fluidpartikler med midlere dimensjon mellom 10 og 20 um og partikler med midlere dimensjon mellom 0,5 og 10 um stabiliserte fluidet i stedet for å føre til de forventede ulemper (sedimentering, viskositetsøkning) ifølge læren i tidligere kjent teknikk. Oppfinnelsen i henhold til de ovenfor angitte kriterier gjør det mulig å inkorporere partikler med midlere dimensjon > 1 mm.
Oppfinnelsen reduserer i alle fall i betydelig grad kostnadene for de oljefluider som kommer i betraktning, noe som er et krav som aldri er blitt innfridd i løpet av ca. 10 år i oljeindustrien. Straks dette "multimodale" konsept er blitt fastslått, er de forskjellige kombinasjoner mellom partikler med midlere dimensjon mellom 10 og 20 um, én eller flere partikler med midlere dimensjon mellom 0,5 og 10 um, og én eller flere partikler med midlere dimensjon mellom 200 og 800 um, eller lignende er blitt forsøkt mangedoblet. Alle resultater har vært konvergerende.
I henhold til det ovenfor angitte hovedtrekk ved foreliggende oppfinnelse som består av inkorporering av partikler med midlere dimensjon mellom 200 og 800 um eller partikler med midlere dimensjon > 1 mm, og/eller partikler med midlere dimensjon mellom 10 og 20 um kombinert med partikler med midlere dimensjon mellom 0,5 og 10 um og eventuelt partikler med midlere dimensjon mellom 0,05 og 0,5 um, er det blitt bemerket at en "trimodal" kombinasjon av den ytterligere type (ikke på begrensende måte):
partikler med midlere dimensjon = 10-20 pm
partikler med midlere dimensjon = 1 pm
partikler med midlere dimensjon = 0,1-0,30 pm
allerede tillot den nesten perfekte oppnåelse av alle ovenfor nevnte fordeler.
Fraværet av konvensjonelle additiver skal selvsagt bemerkes.
Videre forbedrer imidlertid en "tetramodal" kombinasjon av den ytterligere type (heller ikke på begrensende måte):
partikler med midlere dimensjon = 200 pm eller mer
partikler med midlere dimensjon = 10-20 pm
partikler med midlere dimensjon = 1 pm
partikler med midlere dimensjon = 0,1 -0,30 pm
alle de ønskede egenskaper.
Det er blitt bemerket i henhold til oppfinnelsen at til tross for de svært høye konsentrasjoner av fast materiale som er mulige og til og med søkes i henhold til oppfinnelsen, ble hele blandingsevnen forbedret på overraskende måte.
Som et annet viktig trekk gjør oppfinnelsen det mulig å redusere reologi-følsomheten mot ytre trekk (så som fluidtap, osv.). Dette gir mye høyere drifts-sikkerhet. Dette har sin grunn i det ovenfor nevnte faktum, nemlig at oppfinnelsen forfekter arbeid ovenfor terskelen for fast stoff, tilsvarende "forhindret sedimentering".
I henhold til tidligere kjent teknikk ville slike konsentrasjoner på uakseptabel måte føre til utfelling og en dehydratisering.
Takket være PVF maks.-kriteriet i henhold til oppfinnelsen vil dette imidlertid ikke finne sted. Generelt vil den "tetramodale" måte foretrekkes fremfor den "trimodale".
Et avgjørende kjennetegn som må respekteres er at de anvendte størrelses-områder ikke på bred måte overlapper hverandre.
I praksis kan det stort sett ansees at det kriterium som skal respekteres er at kurvene for størrelsesområde har en avstand ("offset") på minst en halv topp-avstand, som angitt nedenfor.
Dette kriterium kan så grovt symboliseres ved begrepet de "usammenhengende størrelsesområder" som skal anvendes i det følgende for å oppnå større klarhet.
Det er f.eks. blitt oppnådd svært gode resultater med et avstandsforhold på ca. 5 til 50 og fortrinnsvis ca. 10 mellom hver gjennomsnittlige dimensjon, slik det er vist i henhold til de ovenfor angitte eksempler for tri- og tetramodal, men ikke på begrensende måte.
Den "pentamodale" måte, etc. produserer derfor resultater som er minst like interessante som resultatene angitt ved en tetra- eller også tri-modal måte. Den ytterligere egenskapsgevinst er imidlertid forbundet med ytterligere kompleksitet, og disse måter, selv om de er realiserbare og anvendbare, vil være mindre foretrukket, med unntak av noen svært spesielle anvendelser.
De ytterligere kombinasjoner skal også angis (i henhold til ovenfor nevnte kriterier) mellom de ytterligere kategorier (ikke på begrensende måte): partikler med midlere dimensjon = > 1 mm, f.eks. sand for glassfremstilling,
knuste avfallstyper og/eller
partikler med midlere dimensjon = 200-800 pm, f.eks. sand eller knuste
avfallstyper og/eller
partikler med midlere dimensjon = 10-20 pm, så som knuste avfallstyper, og partikler med midlere dimensjon = 0,5-10 pm, f.eks. et mikromateriale eller
typer av flyveaske eller andre mikro-slaggtyper, og/eller
partikler med midlere dimensjon = 0,05-0,5 pm, f.eks. en lateks eller
pigmenter eller polymere mikrogeler, så som en vanlig tetningstilsats, og/eller partikler med midlere dimensjon = 7-50 nm, så som kolloidalt silisiumdioksyd eller aluminiumoksyd.
Partikler med midlere dimensjon mellom 7 og 50 nm anvendes f.eks. bare i tilfeller hvor det er ønskelig med en ekstrem stopping eller plugging i et aggressivt medium og f.eks. ved høy temperatur, dersom kostnader ikke er det viktigste trekk.
I mange tilfeller vil det være mulig å unngå anvendelsen av partikler med
midlere dimensjon mellom 0,05 og 0,5 um. Den ytterligere forbedring i egenskapene som tilveiebringes ved tilsetning av partikler med midlere dimensjon mellom 0,05 og 0,5 um kan være økonomisk uprofitabel, spesielt når det gjelder filtratregulering. Det skal bemerkes at dette er mulig takket være de svært viktige forbedringer som allerede er oppnådd i henhold til oppfinnelsen ved en kombinasjon som ikke inkluderer noen partikler med midlere dimensjon mellom 0,05 og 0,5 um, idet forbedringen gjør det mulig å gjøre bruk av svært små mengder kostbare organiske additiver.
I praksis, noe som vil bli vist ved hjelp av de følgende eksempler, kan hoveddelen av vanlig sementering oppnås (alltid med henblikk på de tre grunnleggende og forannevnte kriterier) med kombinasjoner av typen (på ikke-begrensende måte):
partikler med midlere dimensjon > 1 mm
partikler med midlere dimensjon mellom 200 og 800 pm partikler med midlere dimensjon mellom 10 og 20 pm
partikler med midlere dimensjon mellom 0,5 og 10 pm
eller
partikler med midlere dimensjon mellom 200 og 800 pm partikler med midlere dimensjon mellom 10 og 20 pm (knuste avfallstyper)
partikler med midlere dimensjon mellom 0,5 og 10 pm (mikro-flyveasker,
etc.)
og andre kombinasjoner som vil være tydelige for fagfolk.
Generelt sagt består oppfinnelsen i en kombinasjon av:
A. partikler med en midlere dimensjon på 200-800 pm, fortrinnsvis 200 pm, og videre valgt i henhold til fluidet som skal settes sammen, blant f.eks. grus, sand, silisiumdioksyd, karbonat, bariumhydroksyd, hematitt og andre
jernoksyder og lignende, og noe knust plastavfall eller lignende.
B. partikler med midlere dimensjon mellom 10-20 pm, f.eks. knuste avfallstyper. C. partikler med midlere dimensjon mellom 0,5-10 pm, fortrinnsvis 1 pm, valgt blant:
karbonater (marmor, kritt, kalsitt)
bariumhydroksyd ("Blanc fixe")
hematitt og andre jernoksyder
silikat, karbon, svovel eller lignende
og noen fine industrielle avfallstyper.
D. partikler med midlere dimensjon mellom 0,05 og 0,5 pm, fortrinnsvis omtrent 0,1 pm, f.eks. en lateks, et silisiumdioksyd-kondensat (silika-røk) eller et kondensat av manganoksyd-røktyper.
Som beskrevet vil det også være svært profitabelt å anvende partikler med midlere dimensjon >1 mm og, når det gjelder tilfeller hvor de tekniske problemer som skal løses er ekstreme partikler med midlere dimensjon mellom 7 og 50 nm. En spesielt profitabel kombinasjon vil være av den "trimodale" type:
sand av stor type (glassfremstiller-sand), 350 pm
materiale (noe knust industrielt avfall), 10-20 pm
mikrosilika eller industrielle avfallstyper, 0,5-3 pm
idet denne kombinasjon tilsettes en svært liten mengde (0,5% i forhold til de faste stoffer) tetningstilsats og eventuelt svært små mengder andre vanlige organiske additiver for å optimalisere og foredle fluidegenskapene.
De følgende eksempler illustrerer oppfinnelsen uten imidlertid å begrense dens ramme.
Området for relative andeler for de forskjellige typer partikkelformige materialer vil ikke bli angitt her.
Disse prosentmengder av A, B, etc. må fastslås i henhold til oppnåelses-kriteriet for PVF maks. eller for en PVF så nær som mulig til PVF maks. Det forut-settes at beregningen av PVF er kjent og vanlig. Den er basert på kjente forhold, inkludert et "borekaks" av hver størrelsesorden for hver komponent av den partik-kelformede blanding. I de følgende eksempler er PVF-verdiene blitt oppnådd ved å dele hver kurve for størrelsesområdet for hver komponent i 31 "fraksjoner".
De følgende eksempler illustrerer oppfinnelsen uten å begrense dens rammer.
EKSEMPEL 1
Et avstandsfluid (spacer) ble fremstilt med:
206 g vann
656 g kalsiumkarbonat (100 pm) (73% av det hele) og mikrokarbonat (2 pm)
(27% av det hele),
som danner en såkalt "bimodal" kombinasjon i henhold til oppfinnelsen.
Densiteten er 1,9 g/cm^.
Med reometer Fann 35 med en rotor med nummer 1, et BOB-tall på 1, et fjærnummer på 1 og en fjærstyrke på 0 ble følgende resultater oppnådd ved omgivelsestemperatur:
En sedimenteringstest gjennomført ved 85°C ved måling av densiteten ved toppen og bunnen i en kolonne med 250 ml fluid i henhold til API-standarder: diameter 40 mm, høyde 20 cm, måling etter 2 timer, gir de følgende resultater:
Både god reologi og stabilitet uten noe organisk additiv kan bemerkes.
EKSEMPEL 2
Et avstandsfluid (spacer) ble fremstilt med:
205 cm<3> vann
2,05 g polynaftalensulfonat (fordelingsmiddel)
656 g kalsiumkarbonat (ca. 100 pm) (66,4% av hele volumet) og mikrokarbonat (2 pm) (24,5%) og mikrosilika (0,5 pm) (9,1%). Densiteten er 1,9 g/cm^.
Ved de samme betingelser som i eksempel 1 oppnås de følgende resultater:
En sedimenteringstest, ved de samme betingelser som i eksempel 1, gir følgende resultater:
Det kan sees at med en svært lav andel fordelingsmiddel, fører denne trimodale kombinasjon til en svært lønnsom lav reologi og mangel på sedimentering til tross for denne svært lave reologi.
EKSEMPEL 3
En trimodal kombinasjon i henhold til oppfinnelsen ble fremstilt på basis av:
Beregnet densitet: 1,9 g/cm^
Beregnet porøsitet: 46%
De oppnådde resultater i henhold til karbonatdimensjonen er videre:
De samme tiltak ble gjennomført under anvendelse av et 2 pm - midlere dimensjon - karbonat og ved tilsetning av en svært lav andel polynaftalensulfonat (fordelingsmiddel).
De videre resultater ble oppnådd:
Det ble tydelig oppnådd både god reologi og stabilitet for de systemer som kom i betraktning.
EKSEMPEL 4
Et tetramodalt system i henhold til oppfinnelsen ble fremstilt under anvendelse av to forskjellige silikatyper, en aluminiumoksydtype og en lateks:
Aluminiumoksyd spiller også en rolle som vektmiddel.
I forhold til alumiumoksydpartiklenes midlere dimensjon ble de videre resultater oppnådd.
Det oppnås både lønnsom reologi og interessant fluidtapsregulering.
EKSEMPEL 5
Det ble fremstilt et tetramodalt system i henhold til oppfinnelsen med to forskjellige silisiumdioksydtyper, et manganoksyd og en lateks.
432 g sand (180 pm)
162 g silikamel (20 pm)
106,6 g manganoksyd (1 pm)
("MICROMAX")
Variable mengder av lateks styren/butadien (ca. 0,15 pm). Vannmengden reguleres for å oppnå en densitet på 1,84 g/cm^.
De følgende resultater oppnås:
Det skal bemerkes at både reologi og fluidtapskontroll er svært god.
Claims (10)
1. Borefluid omfattende et basisfluid og minst tre partikkelformige additiver valgt fra: (i) partikler med midlere dimensjon >1 mm, og/eller (ii) partikler med midlere dimensjon mellom 200-800 pm, og/eller (iii) partikler med midlere dimensjon mellom 10-20 pm, og (iv) partikler med midlere dimensjon mellom 0,5-10 pm, og/eller (v) partikler med midlere dimensjon mellom 0,05-0,5 pm, og/eller (vi) partikler med midlere dimensjon mellom 7-50 nm,
hvor
idet minst en av de tre additivene omfatter partikler med midlere dimensjon
mellom 0,5-10pm;
partikkelstørrelsesfordelingen for hvert additiv er i det vesentlige ikke-
overlappende i forhold til de andre additivene;
de relative andeler av de partikkelformige additiver er valgt slik at den
maksimale pakkingsvolumfraksjonen (PVF maks) for kombinasjonen av partikkelformige additiver i det vesentlige oppnås; og
andelen av fast stoff i forhold til vann eller blandefluid er over
konsentrasjonsterskelen ved hvilken forhindret sedimentering opptrer.
2. Fluid ifølge krav 1, hvor partikler med midlere dimensjon >1 mm består av sand for glassfremstilling, knuste avfallstyper.
3. Fluid ifølge krav 1 eller 2, hvor partikler med midlere dimensjon mellom 200-800 um består av sand eller knuste avfallstyper.
4. Fluid ifølge kravene 1, 2 eller 3, hvor partikler med midlere dimensjon mellom 10-20 pm består av knuste avfallstyper.
5. Fluid ifølge ethvert av kravene 1 til 4, hvor partiklene med midlere dimensjon mellom 0,5-10 pm består av mikromateriale, mikro-flyakse eller andre mikro-slaggtyper.
6. Fluid ifølge ethvert av kravene 1 til 5, hvor partiklene med midlere dimensjon mellom 0,05-0,5 pm består av lateks eller et pigment eller en polymer mikrogel, så som en vanlig konvensjonell tetningstilsats i oljefeltindustrien.
7. Fluid ifølge ethvert av kravene 1 til 6, hvor partiklene med midlere dimensjon mellom 7-50 nm består av kolloidalt silisiumdioksid eller aluminiumdioksid.
8. Separasjonsfluider eller avstandsholdere (spacers) for oljefeltindustri, karakterisert ved at de består av fluider i henhold til ethvert av de foregående kravene.
9. Separasjonsfluider ifølge krav 8, hvor de som partikkelformige additiver omfatter
kalsiumkarbonat med midlere partikkelstørrelse på omtrent 100 pm og mikrokarbonat med midlere partikkelstørrelse på omtrent 2 pm, eller kalsiumkarbonat med midlere partikkelstørrelse på omtrent 100 pm, mikrokarbonat med midlere partikkelstørrelse på omtrent 2 pm og mikrosilika med midlere partikkelstørrelse på 0,5 pm, eller
sand med midlere partikkelstørrelse på omtrent 180 pm, et silikamel med midlere partikkelstørrelse på omtrent 20 pm og et karbonat med midlere partikkelstørrelse på omtrent 1 til 5 pm, fortrinnsvis ca. 2 pm, eller
sand med midlere partikkelstørrelse på omtrent 180 pm, et silikamel med midlere partikkelstørrelse på omtrent 20 pm, aluminiumoksyd med midlere partikkelstørrelse på omtrent 0,5 til 1,3 pm, en lateks med midlere partikkelstørrelse på omtrent 0,15-pm, eller
sand med midlere partikkelstørrelse på omtrent 180 pm, silikamel med midlere partikkelstørrelse på omtrent 20 pm, et manganoksyd med midlere partikkelstørrelse på omtrent 1 pm og en lateks med midlere partikkelstørrelse på omtrent 0,15 pm.
10. Anvendelse av fluidene ifølge hvilket som helst av de foregående kravene som
borefluider,
fluider for gjeninjisering av borefragmenter,
fraktureringsfluider, inkludert for "for-pute" ("pre-pad"),
avledningsfluider.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9304801A FR2704231B1 (fr) | 1993-04-21 | 1993-04-21 | Fluides pétroliers leur préparation et leurs utilisations au forage, à la complétion et au traitement de puits, et en fracturation et traitements de matrice. |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO941439D0 NO941439D0 (no) | 1994-04-20 |
NO941439L NO941439L (no) | 1994-10-24 |
NO318436B1 true NO318436B1 (no) | 2005-03-21 |
Family
ID=9446362
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19941439A NO318436B1 (no) | 1993-04-21 | 1994-04-20 | Fluider for oljefeltindustri, fremstilling av fluidene og anvendelse ved boring, komplettering, bronnbehandling og fraktureringsbehandling. |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP0621330A1 (no) |
AU (1) | AU665306B2 (no) |
CA (1) | CA2121771C (no) |
FR (1) | FR2704231B1 (no) |
GB (1) | GB2277543B (no) |
NO (1) | NO318436B1 (no) |
Families Citing this family (29)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5415228A (en) * | 1993-12-07 | 1995-05-16 | Schlumberger Technology Corporation - Dowell Division | Fluid loss control additives for use with gravel pack placement fluids |
US20030203822A1 (en) | 1996-07-24 | 2003-10-30 | Bradbury Andrew J. | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control |
US6786153B2 (en) | 2002-09-19 | 2004-09-07 | Interflex Laser Engravers, Llc | Printing rolls having wear indicators and methods for determining wear of printing and anilox rolls and sleeves |
GB2315505B (en) | 1996-07-24 | 1998-07-22 | Sofitech Nv | An additive for increasing the density of a fluid and fluid comprising such additve |
US7267291B2 (en) | 1996-07-24 | 2007-09-11 | M-I Llc | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive |
EA010612B1 (ru) | 2004-06-03 | 2008-10-30 | М-Ай Л. Л. С. | Применение сортированного по размерам барита в качестве утяжелителя для буровых растворов |
US7789146B2 (en) | 2007-07-25 | 2010-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage gravel packing |
US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US7784541B2 (en) | 2007-07-25 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage fracturing |
US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
US8119574B2 (en) | 2007-07-25 | 2012-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries and methods |
US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
US8496056B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage fracturing |
US7833947B1 (en) | 2009-06-25 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treatment of a well using high solid content fluid delivery |
US7923415B2 (en) | 2009-08-31 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid |
US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
EP2586845B1 (en) * | 2011-10-28 | 2017-01-25 | Services Pétroliers Schlumberger | Compositions and methods for completing subterranean wells |
BR112014010199A8 (pt) * | 2011-10-28 | 2017-06-20 | Prad Res & Development Ltd | método para cimentar um poço em um poço subterrâneo, e método para deslocamento de fluido em um anular |
US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2455188A (en) * | 1946-02-25 | 1948-11-30 | Sun Oil Co | Drilling fluid |
GB1327735A (en) * | 1972-02-19 | 1973-08-22 | Texaco Development Corp | Method of fracturing fluid bearing underground formations |
US4217229A (en) * | 1976-09-20 | 1980-08-12 | Halliburton Company | Oil well spacer fluids |
US4232740A (en) * | 1979-05-23 | 1980-11-11 | Texaco Development Corp. | High temperature stable sand control method |
US4474665A (en) * | 1981-09-28 | 1984-10-02 | W. R. Grace & Co. | Use of ground, sized cocoa bean shells as a lost circulation material in drilling mud |
US4519922A (en) * | 1983-03-21 | 1985-05-28 | Halliburton Company | Environmentally compatible high density drill mud or blow-out control fluid |
GB2185507B (en) * | 1985-12-05 | 1988-12-29 | British Petroleum Co Plc | Shear thinning fluids |
US4957174A (en) * | 1989-06-29 | 1990-09-18 | Conoco Inc. | Method of controlling lost circulation in well drilling |
US5118664A (en) * | 1991-03-28 | 1992-06-02 | Bottom Line Industries, Inc. | Lost circulation material with rice fraction |
-
1993
- 1993-04-21 FR FR9304801A patent/FR2704231B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1994
- 1994-04-18 EP EP94400835A patent/EP0621330A1/en not_active Ceased
- 1994-04-19 AU AU60529/94A patent/AU665306B2/en not_active Expired
- 1994-04-20 NO NO19941439A patent/NO318436B1/no not_active IP Right Cessation
- 1994-04-20 CA CA 2121771 patent/CA2121771C/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-04-21 GB GB9407938A patent/GB2277543B/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU6052994A (en) | 1994-10-27 |
CA2121771A1 (en) | 1994-10-22 |
FR2704231B1 (fr) | 1995-06-09 |
GB2277543A (en) | 1994-11-02 |
GB2277543B (en) | 1996-10-23 |
EP0621330A1 (en) | 1994-10-26 |
AU665306B2 (en) | 1995-12-21 |
NO941439D0 (no) | 1994-04-20 |
GB9407938D0 (en) | 1994-06-15 |
FR2704231A1 (fr) | 1994-10-28 |
CA2121771C (en) | 2006-08-22 |
NO941439L (no) | 1994-10-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO318436B1 (no) | Fluider for oljefeltindustri, fremstilling av fluidene og anvendelse ved boring, komplettering, bronnbehandling og fraktureringsbehandling. | |
US5518996A (en) | Fluids for oilfield use having high-solids content | |
NO314233B1 (no) | Oljebronn-sementoppslemminger, samt fremgangsmate for bronnsementering | |
EP0814232B1 (en) | Well completion spacer fluids | |
RU2740054C2 (ru) | Буровые текучие среды и способы их применения | |
US5305831A (en) | Blast furnace slag transition fluid | |
EP1600489A2 (en) | An additive for increasing the density of a fluid comprising such additive | |
AU2016428908B2 (en) | Storable liquid suspension of hollow particles | |
AU2019200950A1 (en) | Downhole fluids and methods of use thereof | |
AU2009294452B2 (en) | Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations | |
US10094181B2 (en) | Fluid loss additive package for shallow well drilling fluids | |
CA2598123C (en) | Additive for reducing torque on a drill string | |
US9938447B2 (en) | Compositions and methods for completing subterranean wells | |
AU2017405325B2 (en) | Viscosity modifiers and methods of use thereof | |
EP1814961B1 (en) | Environmentally friendly water based mud deflocculant/thinner | |
EP2586845B1 (en) | Compositions and methods for completing subterranean wells | |
Lawal et al. | SPE/IADC-Number-MS A New High-Performance Bridging System Facilitates Drilling High over Balance Wells in Depleted formations | |
SOUTHARD | Driers and Metallic Soaps (see Paints and Varnishes) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA, 0125 OSLO, NO |
|
MK1K | Patent expired |