NO320627B1 - Faststoff-frie viskose fluider - Google Patents
Faststoff-frie viskose fluider Download PDFInfo
- Publication number
- NO320627B1 NO320627B1 NO20010906A NO20010906A NO320627B1 NO 320627 B1 NO320627 B1 NO 320627B1 NO 20010906 A NO20010906 A NO 20010906A NO 20010906 A NO20010906 A NO 20010906A NO 320627 B1 NO320627 B1 NO 320627B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- free
- solids
- fluids
- completion
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 72
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 26
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 25
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 19
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 19
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 10
- 150000003842 bromide salts Chemical class 0.000 claims description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000006187 pill Substances 0.000 description 28
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 20
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 17
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 8
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 6
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 6
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 6
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 5
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 5
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 4
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 3
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical compound NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 description 2
- AOSFMYBATFLTAQ-UHFFFAOYSA-N 1-amino-3-(benzimidazol-1-yl)propan-2-ol Chemical group C1=CC=C2N(CC(O)CN)C=NC2=C1 AOSFMYBATFLTAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical class OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- GBHRVZIGDIUCJB-UHFFFAOYSA-N hydrogenphosphite Chemical class OP([O-])[O-] GBHRVZIGDIUCJB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical class [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000004764 thiosulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Fluid-Damping Devices (AREA)
- Artificial Filaments (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører et faststoff-fritt, viskøst fluid egnet for kompletterings- og
overhalingsprosedyrer i underjordiske brønner der det er ønskelig å begrense fluidtapet i hydrokarbonproduserende formasjoner, hvilket fluid består av en vannholdig væske som består av en oppløsning av ett eller flere oppløsbare bromidsalter, som har ett eller flere polyetylenglykoler oppløst i seg, hvilke har midlere molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 8000000. Oppfinnelsen vedrører dessuten en fremgangsmåte for å minske tapet av fluid til en hydrokarbonproduserende eller hydrokarbonholdig formasjon under overhalings- eller kompletteringsprosedyrer.
Oppfinnelsens bakgrunn
Ved boring og vedlikehold av olje- og gassbrenner forekommer det tallrike prosedyrer som krever et viskøst fluid, slik som styring av fluidtapet fra det nærværende fluid i brønnborehullet til de omgivende underjordiske formasjoner i berøring med borehullet eller blanding av fluidet inne i borehullet. Slike prosedyrer omfatter boring, frakturering, gruspakking, overhaling og andre kompletteringsprosedyrer.
Kjent teknikk
Situasjoner som krever en effektiv fluidtap-styring oppstår ved kompletteringsprosedyrer. Tidligere har styringen av fluidtapet under komplettering i ukonsoliderte reservoarer vært et fagområde og ikke en vitenskap. Industrien har foranlediget alvorlig formasjonsskade til beste for økonomien og sikkerheten ved brønnprosedyrene. Likeledes får produktivitetsspørsmål større oppmerksomhet, idet ingeniører og vitenskapsmenn har rettet et mer kritisk blikk mot oppførselen til fluidtap-styresystemene.
Kompletteringsfluider utformes, basert på det forutsatte reservoartrykket, for å danne en forutbestemt overbalansert tilstand. Tilstedeværelsen av stor reservoarpermeabilitet kan resultere i betydelige tap av kompletteringsfluider under disse tilstander. Før det kommer ut av hullet med en bunnhullsenhet, er det nødvendig å minimalisere fluidtapet til mindre enn fem fat per time, fortrinnsvis mindre enn ett fat per time. Fluidtap-konseptet medfører reduksjon av den effektive permeabilitet og/eller økning av viskositeten til lekkasjefluidet. En kombinasjon av en partikkel og et viskøst fluid er en alminnelig godtatt tilnærming for å styre fluidtapet.
Et problem oppstår når det er ønskelig å gjenvinne permeabiliteten i formasjonen. Opprensingseffektiviteten avhenger både av fluidet og partikkelen. Slike materialer som salt, olje-oppløsbare harpikser og kalsiumkarbonat suspendert i viskosifiserte polymer-oppløsninger, er de mest vanlig benyttede kompletteringsfluider ved fluidtap-styring. Fjerning av disse materialene for å gjenopprette fluidtapet for en gruspakking eller øke hydrokarbonproduksjonen innebærer typisk behandling med en syre eller et hydro-karbonfluid for å oppløse faststoff-materialet. På det beste er opprensingseffektiviteten i området fra 10 til 50 prosent for typiske systemer. Det er blitt funnet at slike lekkasjestyringsmaterialer nesten ikke lar seg fjerne fra perforeringstunneler mot formasjonen i reinjeksjonsretningen. Filterkaker anbrakt av disse partikkel-systemene gir lekkasjeverdier som er for lave til å tillate berøring med løsemidler eller faststoffer i den hensikt å påvirke deres fjerning. Polymersystemer alene muliggjør effektivere fjerning, men fluidtap-effektiviteten er betydelig mindre, slik at uakseptable fluidtap-verdier derved tillates når lekkasjestyring er ønskelig.
De etterfølgende skrifter, publisert av Society of Petroleum Engineers, fremskaffer ytterligere bakgrunn for oppfinnelsen og den kjente teknikk: SPE 39438, "Development of a New Crosslinked-HEC Fluid Loss Control Pill for Highly-Overbalanced, High Permeability and/or High Temperature Formations", F.F. Chang m.fl., SPE 10666, "Guidelines for Using HEC Polymers for Viscosifying Solid-Free Completition and Workover Brines", R.F. Scheuerman.
Situasjoner oppstår også, i hvilke et viskøst fluid kreves for å hindre blanding av fluider inne i et borehull, såkalte fortrengnings- eller avstandsholderfluider.
US 5 785 747 beskriver sammensetningen og fremstillingen av faststoff-frie viskøse kompletterings- og overhalingsfluider som består av vandige løsninger av bl.a bromidsalter og alkohol (bl.a polyetylenglykol) med molekylvekt mellom 60 og 1000. Den bruker i tillegg en vannløselig biopolymer.
US 5 556 832 omfatter faststoff-frie kompletterings- og overhalingsfluider med bl.a CaBr2, ZnBr2. Fluidene er ikke-vandige, men organiske.
EP 875 660 B1 beskriver brønnfluider basert på polyglykolalkohol-løsninger med tilsats av bl.a Na-, K-, Ca-, Zn-bromid for først å oppløse fastheftende faststoffer fra brønnveggen eller på sandskjermer og deretter fjerne dem med en vaskevæske. Det brukes en polyetylenglykol med en molekylvekt på 8000.
Oppsummering av oppfinnelsen
Oppfinnelsen fremskaffer faststoff-frie viskøse fluider, typisk "piller", som er mindre skadelige for en produserende formasjon under overhalings- og kompletteringsprosedyrer. Fluidene består av en vannholdig væske som omfatter en oppløsning av ett eller flere oppløselige bromidsalter, som har en polyetylenglykol oppløst i seg ved en konsentrasjon som er slik at en viskøs oppløsning frembringes.
Det faststoff-frie, viskøse fluidet i henhold til oppfinnelsen kjennetegnes ved at minimumskonsentrasjonen av polyetylenglykolet i fluidet varierer med den midlere molekylvekten som følger: MW=1000 til 10000: 285,7 kg/m<3>, MW=10001 til 100000: 214,3 kg/m<3>, MW=100001 til 250000: 142,85 kg/m<3>, MW=250001 til 500000: 28,6 kg/m<3>, MW = 500001 til 8000000: 14,3 kg/m<3>.
Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kjennetegnes ved at et faststoff-fritt viskøst fluidtap-styrefluid ifølge et av patentkravene 1 - 5 pumpes til stedet i et borehull der overhalings- eller kompletteringsprosedyren skal utføres.
Selv om oppfinnelsen er mottakelig for forskjellige modifikasjoner og alternative former, vil spesielle utførelser av denne i det følgende beskrives i detalj og vises med hjelp av eksempel. Det bør imidlertid forstås at disse ikke menes å begrense oppfinnelsen til de spesielt omtalte former, men derimot at oppfinnelsen dekker alle modifikasjoner og alter-nativer som faller innenfor idéen og rammen av oppfinnelsen som uttrykt i de vedføyde krav.
Omtale av de foretrukne utførelser
Faststoff-frie fluidtap-styre-"piller" er typisk blandet med et viskosifiserende polysakkarid, slik som hydroksyetylcellulose. Oppdelt og hydratisert i forskjellige saltlaker pumpes disse "pillene" til et porøst medium, slik som et reservoar eller gruspakke-sand, der viskositeten reduserer raten for fluidtapet. De anvendte polysakkarider i slike "piller" har imidlertid vist seg å være skadelige for permeabiliteten til sanden og vanskelig å fjerne fra denne.
Den foreliggende oppfinnelse fremskaffer en faststoff-fri, polymer-fri viskøs "pille" som kan anvendes på den samme måte som de kjente polysakkarider som inneholder en viskøs "pille". Den viskøse "pille" ifølge den foreliggende oppfinnelse består av en vannholdig væske som består av en oppløsning av ett eller flere oppløsbare bromidsalter, som har et polyetylenglykol oppløst i seg, som har molekylvekt fra omtrent 1000 til
omtrent 8 000 000.
Med uttrykket "faststoff-fri" som benyttes her, menes at de viskøse fluider ifølge oppfinnelsen ikke inneholder noe tilsatt vann-uoppløsbart faststoff. Fluidene kan således inneholde vann-oppløsbare salter oppløst i den vannholdige fasen av fluidet. Med uttrykket "polymer-fri" som benyttes her, menes at fluidene ikke inneholder noen polymerer hydratisert i disse, slik som polysakkarider og lignende, dvs. de velkjente, såkalte "vann-oppløsbare polymerer", bortsett fra polyetylenglykolene ifølge denne oppfinnelse.
De faststoff-frie "piller" ifølge denne oppfinnelse er mindre skadelige for de hydrokarbon-førende formasjoner som berøres av "pillen". Polyetylenglykolet adsorberes på overflaten av leire inne i formasjonene slik at leiren stabiliseres mens "pillen" anbringes, for derved å redusere skade på formasjonen. Polyetylenglykolet nedbrytes lett med tiden, i særdeleshet ved de høyere temperaturer inne i formasjonen. Den viskøse "pille" mister termisk viskositet med tiden og også ved å fortynnes av produsert formasjonsvann, slik at syreopprensing ikke er nødvendig. Enn videre reduseres den nødvendige trykk-forskjell for å fjerne "pillen" fra overflaten av den hydrokarbonførende formasjon, sammenlignet med de kjente "piller", ettersom polyetylenglykolet ikke klebes til sand eller metall.
De faststoff-frie viskøse fluidene ifølge denne oppfinnelse kan anvendes i forskjellige overhalings- og kompletteringsprosedyrer, innbefattende fortrengningsavstandsholder-"piller", standard fluidtap-styre-"piller", "piller" i sikt etter gruspakking, perforeringstetting og lignende.
Som angitt omfatter de faststoff-frie viskøse fluidene ifølge oppfinnelsen en vannholdig bromidoppløsning, som har et polyetylenglykol oppløst i seg, som har molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 8000000.
I denne beskrivelsen og i eksemplene kan de følgende forkortelser forekomme: API=American Petroleum Institute, PEG=polyetylenglykol, LSRV=Brookfield lav skjær-rate-viskositet ved 0,3 omdreininger per min. (0,0636 sek"<1>) i centipoise, PV=plastisk viskositet i centipoise, YP=flytegrense i pund per hundre kvadratfot, lbm=pund, gal=US-gallon, MW=molekylvekt, ppb=pund per fat på 42 gallon, ppg=pund per gallon,, NTU=nefelometer-turbiditetsenheter, sek=sekund, rpm=omdreininger per minutt, bpm=fat per minutt, ppm=deler per million. Den plastiske viskositet og flytepunktet ble oppnådd med prosedyrene som fremgår av APIs anbefalte praksis 13 B-1.
Den vannholdige væske som anvendes for å tilberede fluidene ifølge denne oppfinnelse, er en oppløsning av ett eller flere oppløsbare bromidsalter som polyetylenglykolet er oppløsbart i ved den ønskede temperatur for fluidet. Slike saltlaker er velkjente innen fagområdet. De anvendes vanligvis i faststoff-frie fluider, ettersom densiteten av fluidet kan avpasses som ønskelig og nødvendig under overhalings- og kompletterings-prosedyrene, ved å avpasse konsentrasjonene av det oppløste sinkbromid og kalsiumbromid. Konsentrasjonen av bromidsaltene som befinner seg i saltlaken kan være enhver konsentrasjon opptil metningskonsentrasjonen (dvs. konsentrasjonen av vann-oppløsbare salter over hvilken det vannoppløsbare salt ikke lenger kan oppløses ved temperaturen i saltlaken), forutsatt at polyetylenglykolet er oppløsbart i saltlaken ved den ønskede fluidtemperatur. Det faststoff-frie fluidtap-styrefluid har i alminnelighet densitet fra omtrent 11,0 ppg til omtrent 20 ppg, fortrinnsvis fra omtrent 14 ppg til omtrent 20 ppg. Representative vann-oppløsbare bromidsalter innbefatter natriumbromid, kaliumbromid, kalsiumbromid, sinkbromid og blandinger av disse.
For brønnstyring anvendes ofte et overtrykk på 1380 til 3450 kPa. Den ønskede fluid-densitet frembringes ved å avpasse konsentrasjonene av det oppløste sinkbromid og kalsiumbromid, som det er kjent innen fagområdet.
De egnede oppløsbare polyetylenglykoler i fluidene ifølge denne oppfinnelse har midlere molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 8000000, fortrinnsvis fra omtrent 5000 til omtrent 8000000.
Konsentrasjonen av polyetylenglykol i fluidene avhenger av sammensetningen til den vannholdige væske, og av viskositeten og den ønskede verdi av fluidtap-styringen. I alminnelighet øker viskositeten til fluidet og verdien av fluidtapet minsker når molekylvekten til polyetylenglykolet øker. Den nødvendige konsentrasjon av polyetylenglykol for å oppnå ønsket viskositet og/eller verdi av fluidtapet avtar således når molekylvekten til polyetylenglykolet øker. Minimumskonsentrasjonen av polyetylenglykolet i "pillen" varierer i alminnelighet med den midlere molekylvekt, som følger: MW=1000 til 10000: 100 ppb, MW=10001 til 100000: 75 ppb, MW=100001 til 250000: 50 ppb, MW=250001 til 500000: 10 ppb, MW=500001 til 8000000: 5 ppb.
Maksimumskonsentrasjonen av polyetylenglykolet i fluidet er i alminnelighet som følger: MW=1000 til 10000: 250 ppb, MW=10001 til 100000: 150 ppb, MW=100001 til 250000: 100 ppb, MW=250001 til 500000: 75 ppb, MW=500001 til 8000000: 15 ppb.
Når fluidet skal anvendes ved forhøyede temperaturer er det ønskelig å innlemme en oksygen-fjerner i fluidene. En foretrukket oksygen-fjernes er ammoniumbisulfitt. Andre velkjente oksygen-fjernere som kan benyttes i fluidene innbefatter andre bisulfitter, sulfitter, tiosulfater, hydrazin og hydrater av denne og organofosfonater.
De faststoff-frie viskøse fluidene er egnet som faststoff-frie fluidtap-styre-"piller" utformet for å begrense det volumetriske forhold av fluidstrøm under konstant trykk gjennom et sand-produserende reservoar med dimensjonstykkelse ved å øke viskositeten til basis-fluidet. I tidligere kjente hydroksyetylcellulose (HEC)-viskosifiserte fluider er konsentrasjonen av HEC typisk 4 til 5 ppb. En typisk "pille"-utplasseringsprosedyre er som følger: 1. Kontroller brønnhodetrykket.
2. Pump saltlake for om nødvendig å danne en overbalanse mot formasjonen.
3. Pump "pillen".
4. Overvåk pumpetrykket nøye.
5. Oppretthold et konstant trykk samtidig som det pumpes ved 2-5 bpm.
6. Når en økning i trykket indikeres, stopp pumpingen.
7. Overvåk brønnen for tap.
8. Dersom ingen tap påvises, vent en time og fyll brønnen med saltlake.
De faststoff-frie viskøse fluidene er også egnet for fortrengningsavstandsholderfluider. De fleste borefluider er uforenlige med faststoff-frie saltlaker og må hindres i å blandes. Følgelig er effektive fortrengningsavstandsholdere utformet for å:
1. Fjerne slam, slamfaststoffer og andre forurensninger fra brønnen.
2. Opprettholde integriteten av slammet og saltlaken.
3. Redusere saltlakefiltreringstiden og -kostnaden.
Typisk vannbasis-fortrengningsprosedyre:
1. Før fortrengning, tilpass slammet som skal fortrenges.
2. Fortrengning a. Viskøs saltlake-avstandsholder mellom slammet og saltlaken.
b. Sirkulér saltlaken inntil forurensningene er mindre enn 1000 ppm.
c. Sirkulér kjemisk vaskemiddel.
d. Tilbered og pump en viskøs saltlake-avstandsholder.
d. Etterfølg med ren kompletteringssaltlake.
f. Sirkulér og filtrér kompletteringssaltlaken inntil turbiditeten av returen er mindre enn 60 NTU.
Typisk oljebasis-fortrengningsprosedyre:
1. Før fortrengning, tilpass slammet som skal fortrenges.
2. Fortrengning
a. Pump olje og kjemisk vaskemiddel som avstandsholder mellom slammet og saltlaken.
b. Sirkulér med saltlake inntil forurensningene er mindre enn 1000 ppm.
c. Sirkulér kjemisk vaskemiddel.
d. Tilbered og pump en viskøs saltlake-avstandsholder.
e. Fortreng avstandsholderne med kompletteringssaltlake.
f. Sirkulér og filtrér kompletteringssaltlaken inntil turbiditeten av returen er mindre enn 60 NTU.
Som her angitt er de faststoff-frie, viskøse fluider egnet som "piller" i sikten etter gruspakking. Etter sandskjermplassering og gruspakking kan fluidtap-styrefluider ("piller") benyttes for å styre tap av kompletteringssaltlake gjennom sikten, gruspakkingen og inn i formasjonen. Disse "piller" er avgjørende for å styre fluidtapene, slik at fjerning av arbeidsstrengen derved tillates. En mekanisk stenge-enhet, betegnet en "klaffventil" inngår noen ganger, men sviktraten er ganske stor, og derfor innblandes fluidtap-styre-"piller" som en beredskap dersom klaffventilen svikter ved stenging. Fluidtap-styre-"piller" kan utgjøres av tre hovedtyper:
1. Faststoff-mettet: Faststoffet i størrelse for å danne bro inne i sikten.
2. Kryssbundet polymer: Utformet for å tette inne i grusen og formasjonen.
3. Viskøse saltlaker: Tetter inne i grusen og formasjonen.
En typisk utplasseringsprosedyre for "piller" i sikten ifølge denne oppfinnelse er som følger: 1. I sirkuleringsstillingen utplasseres "pillene" normalt nedover produksjonsrøret og i ringrommet til et tilnærmet volum på 5 bbl over pakningsenheten. 2. Vaskerøret trekkes deretter opp slik at "pillen" tillates å bevege seg inn i sikten med gravitasjonskraften.
3. Brønnen overvåkes for tap.
4. Dersom ingen tap påvises, vent en time, fyll brønnen med saltlake og trekk opp arbeidsstrengen.
Oppfinnelsen vil forstås i lys av de etterfølgende spesielle eksempler som bare er illu-strerende og ikke skal oppfattes som begrensende for oppfinnelsen på noen måte, som vil være åpenbart for fagfolk innen fagområdet.
I eksemplene som følger, er den anvendte prosedyre for å bestemme fluidtapet som følger: (1) i en standard API lavtrykks og lavtemperaturs fluidtap-celle tilsettes 400 g av en sand som har en partikkelstørrelse i området fra maskevidde-80 (180 mikrometer) til maskevidde-120 (125 mikrometer), (2) en fat-ekvivalent (350 ml) av fluidet tilsettes forsiktig i cellen; (3) cellen lukkes og nitrogen trykksatt med 690 kPa tilføres i cellen;
(4) tiden fluidet bruker på å strømme gjennom sandlaget måles.
Eksempler 1- 4
Oppløsninger i to NaBr-saltlaker og to ZnBr2/CaBr2 ble tilberedt, hvilke oppløsninger inneholder enten 131 ppb polyetylenglykol med MW=8000, eller 10 ppb polyetylenglykol med MW=400000, som det fremgår i tabell A. Fluidene ble evaluert mht. Fann-reologi, LSRV, pH og fluidtap. De oppnådde data fremgår i tabell A.
Claims (7)
1. Faststoff-fritt, viskøst fluid egnet for kompletterings- og overhalingsprosedyrer i underjordiske brønner der det er ønskelig å begrense fluidtapet i hydrokarbonproduserende formasjoner, hvilket fluid består av en vannholdig væske som består av en oppløsning av ett eller flere oppløsbare bromidsalter, som har ett eller flere polyetylenglykoler oppløst i seg, hvilke har midlere molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 8000000,
karakterisert ved at minimumskonsentrasjonen av polyetylenglykolet i fluidet varierer med den midlere molekylvekten som følger: MW=1000 til 10000: 285,7 kg/m<3>, MW=10001 til 100000: 214,3 kg/m<3>, MW=100001 til 250000: 142,85 kg/m<3>, MW=250001 til 500000: 28,6 kg/m<3>, MW = 500001 til 8000000: 14,3 kg/m<3>.
2. Fluid som angitt i krav 1, som ytterligere omfatter en oksygen-fjerner.
3. Fluid som angitt i krav 1 eller 2, i hvilket den vannholdige væsken har densitet fra 1320 til 2400 kg/m<3>.
4. Fluid som angitt i krav 3, i hvilket den vannholdige væsken har en densitet som er større enn 1680 kg/m<3>.
5. Fluid som angitt i et av kravene 1 - 4, idet fluidet er polymerfritt.
6. Fremgangsmåte for å minske tapet av fluid til en hydrokarbonproduserende eller hydrokarbonholdig formasjon under overhalings- eller kompletteringsprosedyrer, karakterisert ved at et faststoff-fritt viskøst fluidtap-styrefluid ifølge et av kravene 1-5 pumpes til stedet i et borehull der overhalings- eller kompletteringsprosedyren skal utføres.
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, idet det benyttes et polymerfritt fluid.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/510,320 US6325149B1 (en) | 2000-02-22 | 2000-02-22 | Method of decreasing the loss of fluid during workover and completion operations |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20010906D0 NO20010906D0 (no) | 2001-02-22 |
| NO20010906L NO20010906L (no) | 2001-08-23 |
| NO320627B1 true NO320627B1 (no) | 2006-01-02 |
Family
ID=24030262
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20010906A NO320627B1 (no) | 2000-02-22 | 2001-02-22 | Faststoff-frie viskose fluider |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6325149B1 (no) |
| EP (1) | EP1128021B1 (no) |
| AR (1) | AR027236A1 (no) |
| AU (1) | AU778085B2 (no) |
| BR (1) | BR0100677B1 (no) |
| CA (1) | CA2335266C (no) |
| DE (1) | DE60127604T2 (no) |
| DK (1) | DK1128021T3 (no) |
| ID (1) | ID29320A (no) |
| NO (1) | NO320627B1 (no) |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2003048267A1 (en) * | 2001-12-03 | 2003-06-12 | Sofitech N.V. | Non-damaging fluid-loss control pill and method of using the same |
| EP1646702B1 (en) * | 2003-02-03 | 2007-05-16 | M-I L.L.C. | Delayed phase changing agent for invert emulsion drilling fluid |
| US6866099B2 (en) * | 2003-02-12 | 2005-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells in unconsolidated subterranean zones |
| US8017563B2 (en) | 2006-03-09 | 2011-09-13 | M-I L.L.C. | Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof |
| NO20075120L (no) * | 2007-05-23 | 2008-11-24 | Mi Llc | Anvendelse av direkte epoksyemulsjoner for borehullstabilisering |
| MX2007012558A (es) * | 2007-05-23 | 2008-11-24 | Mi Llc | Uso de emulsiones de epoxi invertidas para estabilizacion en la cava de pozos. |
| AU2008275384B2 (en) | 2007-07-10 | 2012-09-06 | M-I Llc | Methods and compositions for preventing high density well completion fluid loss |
| US8227382B2 (en) * | 2007-11-30 | 2012-07-24 | M-I L.L.C. | Breaker fluids and methods of using the same |
| WO2009072036A1 (en) | 2007-12-03 | 2009-06-11 | Schlumberger Canada Limited | Methods of perforation using viscoelastic surfactant fluids and associated compositions |
| CA2708475C (en) | 2007-12-12 | 2014-02-18 | M-I Drilling Fluids Uk Limited | Invert silicate fluids for wellbore strengthening |
| EA020211B1 (ru) * | 2008-01-10 | 2014-09-30 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Буровые растворы на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества и способы применения |
| US20110094747A1 (en) | 2008-05-09 | 2011-04-28 | M-I L.L.C. | Method of remediating bit balling using oxidizing agents |
| US9238963B2 (en) | 2010-10-06 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for detecting phases in multiphase borehole fluids |
| WO2013191695A1 (en) | 2012-06-21 | 2013-12-27 | M-I L.L.C. | Viscoelastic surfactants in mixed brines |
| AU2014251001B2 (en) | 2013-04-10 | 2018-02-15 | Championx Usa Inc. | Choline-based crosslinker compositions for fracturing fluids |
| WO2017007978A1 (en) | 2015-07-08 | 2017-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Monovalent brine-based reservoir drilling fluid |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4046197A (en) * | 1976-05-03 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Well completion and workover method |
| CA1217933A (en) * | 1983-04-06 | 1987-02-17 | Yuji Hori | Fluid composition for drilling |
| US4963273A (en) * | 1987-12-04 | 1990-10-16 | Baker Hughes Incorporated | Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same |
| US5556832A (en) * | 1992-09-21 | 1996-09-17 | Union Oil Company Of California | Solids-free, essentially all-oil wellbore fluid |
| WO1997026310A1 (en) * | 1996-01-17 | 1997-07-24 | Great Lakes Chemical Corporation | Viscosification of high density brines |
| US5783526A (en) * | 1997-03-06 | 1998-07-21 | Texas United Chemical Company, Llc. | Process to enhance removal of adhering solids from the surface of wellbores and sand control devices therein |
| US6196320B1 (en) * | 1998-01-21 | 2001-03-06 | Warren J. Ray | Method of cleaning a well bore prior to installing a water based fluid system |
| US6148917A (en) * | 1998-07-24 | 2000-11-21 | Actisystems, Inc. | Method of releasing stuck pipe or tools and spotting fluids therefor |
-
2000
- 2000-02-22 US US09/510,320 patent/US6325149B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-01-17 AR ARP010100206A patent/AR027236A1/es active IP Right Grant
- 2001-02-12 CA CA002335266A patent/CA2335266C/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-02-14 ID IDP20010132D patent/ID29320A/id unknown
- 2001-02-20 AU AU23108/01A patent/AU778085B2/en not_active Expired
- 2001-02-21 EP EP01301529A patent/EP1128021B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-02-21 DK DK01301529T patent/DK1128021T3/da active
- 2001-02-21 BR BRPI0100677-0B1A patent/BR0100677B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-02-21 DE DE60127604T patent/DE60127604T2/de not_active Expired - Fee Related
- 2001-02-22 NO NO20010906A patent/NO320627B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE60127604T2 (de) | 2007-12-27 |
| EP1128021A3 (en) | 2002-06-12 |
| EP1128021B1 (en) | 2007-04-04 |
| AU2310801A (en) | 2001-08-23 |
| ID29320A (id) | 2001-08-23 |
| BR0100677A (pt) | 2001-10-09 |
| NO20010906L (no) | 2001-08-23 |
| CA2335266C (en) | 2010-01-12 |
| NO20010906D0 (no) | 2001-02-22 |
| DE60127604D1 (de) | 2007-05-16 |
| CA2335266A1 (en) | 2001-08-22 |
| DK1128021T3 (da) | 2007-08-06 |
| EP1128021A2 (en) | 2001-08-29 |
| AU778085B2 (en) | 2004-11-18 |
| BR0100677B1 (pt) | 2013-10-29 |
| AR027236A1 (es) | 2003-03-19 |
| US6325149B1 (en) | 2001-12-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2643835C (en) | Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof | |
| US9896610B2 (en) | Methods and aqueous based wellbore fluids for reducing wellbore fluid loss and filtrate loss | |
| NO320627B1 (no) | Faststoff-frie viskose fluider | |
| CA2831913C (en) | High-pressure/high temperature solids-free fluid system for drilling, completing and repairing oil and gas wells | |
| CA2923454C (en) | Fluid mobility modifiers for increased production in subterranean formations | |
| NO329490B1 (no) | Fremgangsmate for boring av et borehull med anvendelse av et lateksadditiv | |
| NO329904B1 (no) | Borefluid og vedlikeholdsfluid, fremgangsmate for deres fremstilling samt deres anvendelse | |
| NO309995B1 (no) | Fluid for anbringelse av grus, samt fremgangsmÕte for Õ forhindre fluidtap ved anbringelse av en gruspakke | |
| CA2973692C (en) | Crosslinked polymer compositions with two crosslinkers for use in subterranean formation operations | |
| US11674368B2 (en) | Salting out inhibitors for use in treatment fluids | |
| AU2015417693A1 (en) | Modified biopolymers for diversion, conformance, and fluid loss control | |
| NO20172012A1 (en) | Modified hydroxyethyl cellulosic polymers for improved well bore fluids and related uses | |
| US11230911B2 (en) | Wellbore servicing fluid and methods of making and using same | |
| AU2012203468B2 (en) | Methods and aqueous based wellbore fluids for reducing wellbore fluid loss and filtrate loss | |
| RU2306414C2 (ru) | Способ временной изоляции интервала продуктивного пласта | |
| WO2024091462A1 (en) | Bridging particle and fluid loss control agent |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |