NO322428B1 - Overflateaktive blandinger for opprensing av bronn - Google Patents
Overflateaktive blandinger for opprensing av bronn Download PDFInfo
- Publication number
- NO322428B1 NO322428B1 NO20022777A NO20022777A NO322428B1 NO 322428 B1 NO322428 B1 NO 322428B1 NO 20022777 A NO20022777 A NO 20022777A NO 20022777 A NO20022777 A NO 20022777A NO 322428 B1 NO322428 B1 NO 322428B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- apg
- well
- surfactant
- linear
- mixture
- Prior art date
Links
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 238000000746 purification Methods 0.000 title 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 33
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 18
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 10
- HIQIXEFWDLTDED-UHFFFAOYSA-N 4-hydroxy-1-piperidin-4-ylpyrrolidin-2-one Chemical compound O=C1CC(O)CN1C1CCNCC1 HIQIXEFWDLTDED-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 6
- 244000188595 Brassica sinapistrum Species 0.000 claims description 3
- 235000004977 Brassica sinapistrum Nutrition 0.000 claims description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 150000004702 methyl esters Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 239000012267 brine Substances 0.000 abstract 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 9
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 3
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 210000003746 feather Anatomy 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 229930182478 glucoside Natural products 0.000 description 1
- 150000008131 glucosides Chemical class 0.000 description 1
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229910000679 solder Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- 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
- C09K23/00—Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
- C09K23/017—Mixtures of compounds
- C09K23/018—Mixtures of two or more different organic oxygen-containing compounds
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Acyclic And Carbocyclic Compounds In Medicinal Compositions (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører blandinger av overflateaktive midler, spesielt blandinger av overflateaktive midler for anvendelse ved rensing av olje-brønner eller lignende. Oppfinnelsen omfatter også fremgangsmåter for rensing eller behandling av en brønn som en del av en sementeringsoperasjon.
Ved boring av en brønn som for eksempel en oljebrønn eller gassbrønn anvendes et borefluid, ofte benevnt "boreslam" for å transportere det borede materiale opp til overflaten og å tilveiebringe understøttelse til brønnen og å balansere trykket av fluider i den formasjon hvorigjennom brønnen bores. Disse fluider er typisk sus-pensjoner av faste partikkelformede materialer inklusive leirer som bentonitt og tunge mineraler som barytt i en flytende kontinuerlig fase, vanlig vann eller saltoppløsning. Disse partikkelformede materialer gir fluidet passende viskositet og tiksotrop egen-skap for å sikre at det borede borkaks transporteres til overflaten og har passende densitet for å balansere trykket fra formasjonsfluidene og hindre innstrømninger. Andre materialer som ofte er inkludert er materialer for å kontrollere filtreringstap. I enkelte tilfeller vil fluid ha tendens til å passere fra brønnen inn i den porøse og per-meable bergart som omgir brønnen på grunn av et høyere hydrostatisk trykk av fluidet i brønnen sammenlignet med fluidene i formasjonen, noe som kan forekomme fra tid til annen. Dette benevnes ofte "invasjon" og er uønsket ettersom borefluidet for-trenger formasjonsfluidene og skaper en barriere overfor strømning av formasjons-fluider inn i brønnen når denne kompletteres og tillates å produsere hydrokarboner. Kontrollmidler mot filtreringstap er partikkelformede materialer som tillates å bygges seg opp på veggen av brønnen for å skape en fast barriere overfor strømmen av fluid inni formasjonen. Et slikt lag vil faktisk ofte dannes fra de vanlige borefluidfaststoffer (bentonitt, barytt, borede materialer, etc.) og benevnes ofte "filterkake". I mange tilfeller kan geldannede slamavsetninger dannes på veggene av brønnen (eller på top-pen av filterkaken) eller på foringsrør eller andre rørsystemer.
Fra tid til annen i boringen av en brønn er det nødvendig å sementere et stål-foringsrør inn i brønnen for å tilveiebringe fysisk understøttelse for brønnen og å tilveiebringe isolasjon mellom de forskjellige fluidholdige soner i formasjonen som pen-etreres av brønnen. For å oppnå dette plasseres foringsrøret i brønnen og sement pumpes ned gjennom foringsrøret og tillates å stige opp langs utsiden og fylle det ringformede rom mellom utsiden av foringsrøret og veggen i brønnen. For å tilveiebringe effektiv sonemessig isolasjon er det nødvendig at sementen tilveiebringer en god binding mellom veggen og nærværet av filterkake kan interferere med eller full-stendig forhindre at dette skjer. Det er derfor nødvendig å sikre at filterkaken og geldannede avsetninger fjernes fra veggen før sementen anbringes. Geldannede fluid-avsetninger kan fjernes ved bruk av et "vaske"-fluid som pumpes ned gjennom foringsrøret og det ringformede rom og skrapere eller andre slike verktøy kan anvendes for å fjerne filterkake om dette er nødvendig. Andre fluider som for eksempel avstandsholdere blir også pumpet ned for å sikre fjernelse av borefluider før sementering begynner.
Enkelte brønner bores ved bruk av oljebaserte borefluider ("oljebaserte slam" eller "OBM") hvori et hydrokarbon anvendes som den kontinuerlige flytende fase idet andre komponenter er tilstede i form av en emulsjon. Eksempler på situasjoner hvor OBM kan anvendes ved boring gjennom formasjoner som sveller i kontakt med vann eller som eroderes hurtig i kontakt med vann. En ytterligere situasjon når brønnen avviker fra vertikal retning og kontakt mellom borestrengen og veggen i brønnen er omfattende og smøring er nødvendig. De vesentlige fordeler ved anvendelse av OBM under boring er at bedre stabilitet av borehullet oppnås ettersom ingen eller lite utvasking av formasjonen forekommer, bedre smøring, og bedre avkjøling av bore-hodet. OBM kan forårsake spesielle problemer ved sementering ettersom fjernelse av geldannet slam og slamavsetninger kan være vanskelig ettersom sementoppslemminger vanlig er vandige. Fjernelse av geldannet OBM er viktig for å sikre vannfuktede overflater i brønnen for å tillate en god binding med sement. De fleste oljebaserte borefluider er ikke blandbare med vandige sementoppslemminger. Sammenblanding av slammet og sementoppslemmingen kan resultere i opp-bygningen av et uforutsigbart og viskøst slam ved slam/sement-grenseflaten og kan bevirke alvorlige problemer som en følge av det økte fortrengningstrykk som kreves for sirkulasjon. Mulige konsekvenser av et slikt viskøst slam kan blant annet være tapt sirkulasjon, sement-bypassing som fører til forurensning av sementen av slammet. Forurensning av sementen med slam kan spesielt resultere i uforutsigbar fortykningstid (flash-størkning) eller størkningsegenskaper av sementen som i det verste tilfellet kan føre til en vesentlig operasjonssvikt ("major operatbn failure" -
MOF).
Som med vannbaserte slam kan noen av problemene assosiert med bruk av oljebaserte slam (OBM) avhjelpes ved å bruke et kjemisk vaskefluid, et fluid med en densitet og en viskositet nær vannet. Kjemiske vaskefluider hjelper til med slamfjernelse ved å uttynne, dispergére, bryte og emulgere slammet når dette pumpes foran en avstandsholder eller sementoppslemming. Disse kjemiske vaskefluider inkluderer ofte overflateaktive midler for å hjelpe til med deres virkemåte. En type av overflateaktivt middel som er forslått for bruk i slike vaskefluider er alkyl(poly)glukosider ("APG"). Eksempler på APG og deres bruk ved oljebrønnanvendelse, spesielt kjemiske vaskefluider kan finnes i US-patentskrifter nr. 5.374.361, 5.548.197, 5.830.831, 5.977.032, 5.996.692, 6.000.412, 6.090.754, 6.110.885, 6.112.814, 6.120.199, 6.130.199 og EP 817.605. Visse APG-blandinger er omhandlet i WO 99/21948, WO 96/34078 og WO 94/21655.
Et formål for den foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en overflateaktiv blanding som er egnet for bunnrelaterte anvendelser, spesielt for bruk som et kjemisk vaskefluid for anvendelse med OBM i brønnsementeringsoperasjonen.
I samsvar med et aspekt av den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en overflateaktiv blanding omfattende minst et lineært eller forgrenet alkylpolyglukosid (APG) i en oppløsning (eller i suspensjon) av et felles oppløsningsmiddel for vann og hydrokarbon.
En spesiell blanding omfatter minst ett lineært eller forgrenet kjede C6-Cio APG. Særlig foretrukne APG er Cs-Cio lineære og forgrenede kjede-APG, Cs forgrenede kjede APG og lineære C6 APG. Disse APG kan anvendes alene eller i kom-binasjon. APG kan anvendes i en oppløsning - eller suspensjon - av et felles løs-ningsmiddel som isopropylmyristat (IPM) eller rapsfrø metylester (RME) eller lignende. Et typisk forhold mellom ett eller flere overflateaktive midler og felles løsnings-middel er i området 1:4 til 3:1.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også en fremgangsmåte for brønn-behandling som omfatter trinnet med å sirkulere en overflateaktiv blanding i følge hvilket som helst av de foregående krav, gjennom en brønn før plassering av en sementoppslemming deri, hvor den overflateaktive blanding er oppløst i vann, sjøvann eller saltoppløsning.
Blandingen kan anvendes for å sammensette et kjemisk vaskefluid ved å opp-løse blandingen med en konsentrasjon på omtrent 1 % til 10% (for eksempel 5%) på vektbasis i vann eller saltoppløsning eller olje. Dette vaskefluid kan anvendes før an-bringelse av en sement i en brønn for å fjerne OBM-avsetninger fra veggen av brøn-nen. Vaskefluidene er anvendbare for forskjellige typer av OBM, for eksempel lineære a-olefiner, oljer med lav giftighet og estere. Et vaskefluid av denne type kan føl-ge etter anvendelse av APG og/eller felles løsningsmiddel, eventuelt i en grunnings-olje, som et fortynningsmiddel for boreslam eller i avstandsholderfluider.
Den foreliggende oppfinnelse anses som særlig nyttig ved rensing av geldannet slam og for å tilveiebringe en vannfuktet overflate i brønnen eller på foringsrøret slik at det tillates at en god sementbinding dannes.
Den foreliggende oppfinnelse skal nå beskrives ved hjelp av eksempler med henvisning til de vedføyde tegninger, hvor: fig. 1 til 3 viser effektiviteten ved slamfjernelse for tre forskjellige overflateaktive midler for forskjellige typer av OBM;
fig. 4 til 6 viser effektiviteten ved slamfjernelse for to felles løsningsmidler for forskjellige typer av OBM;
fig. 7 til 18 viser effekten av å endre mengdeforholdet mellom overflateaktivt middel og felles løsningsmiddel på effektiviteten ved slamfjernelse for forskjellige typer av OBM;
fig. 19 til 21 viser effekten av å anvende forskjellige løsningsmidler med det overflateaktive middel og felles løsningsmidler på effektiviteten ved slamfjernelse av forskjellige typer av OBM; og
fig. 22 til 25 viser effekten av endring av temperaturen for effektiviteten av slamfje meisen.
Den følgende metode ble anvendt for å teste de overflateaktive blandinger for å oppnå data for fig. 1 til 25: Renseeffektiviteten av de overflateaktive midler/løsningsmidler testes ved bruk av OBM fremstilt ifølge standardiserte prosedyrer inklusive aldring ved "varmrulling" ved 85°C i 16 timer ved bruk av trykksatte "slambomber".
Et metallgitter 60 mesh (Tyler) anvendes for å dekke den normalt glatte overflate av en Chan/Fann 35 rotor og å skape en ru overflate hvortil OBM kan feste seg. Rotoren og metallgitteret veies for å oppnå Chan/Fann 35 monteres som normalt for en API standardisert reologi-måling bortsett fra at "loddet" ikke anvendes.
Rotoren med metallgitteret senkes inn i OBM slik at den akkurat dekker met-allgitterdelen. Rotoren med metallgitteret etterlates i OBM under statisk tilstand i 10 minutter. Når den tas ut dekker et jevnt og homogent lag av OBM metallgitteret. Rotoren får stå i 2 minutter slik at et eventuelt overskudd av OBM kan dryppe av. Til slutt blir bunnoverflaten forsiktig gnidd ren. Rotoren, gitteret og OBM veies i opp-ned-til-standen på en vekt. Vekten noteres som W2.
Rotoren med metallgitteret, nå dekket av et jevnt OBM-lag, anbringes i en for-oppvarmet (til den ønskede testtemperatur) testskål inneholdende testoppløsningen (overflateaktivt midd/vann, oppløsningsmiddel/vann eller løsningsmiddel). Rotoren roteres med 100 opm i 5 minutter og tas deretter ut av testoppløsningen. Rotoren får stå for avdrypping i 2 minutter. Bunnen rengjøres for å fjerne eventuelle dråper som henger ned, men ikke noe OBM som fremdeles er festet til gitteret fjernes.
Rotoren tas av fra Chan/Fann 35 og veies i opp-ned-stilling på en vekt. Vekten noteres som W3 ved 5 minutter.
Rotoren anbringes så på nytt i testoppløsningen og kjøres på nøyaktig samme måte som beskrevet ovenfor i ytterligere 5 minutter for å oppnå W3-verdien ved 10 minutter. Prosessen gjentas inntil W3-verdier ved 15,20 og 30 minutter er blitt oppnådd.
Slamfjernelse (%) beregnes ved bruk av verdiene for W1, W2 og W3.
i testdata oppført i det følgende er overflateaktivt middel A et lineært eller forgrenet Cs-Cio APG (AG6210 oppnådd fra Akzo-Nobel), overflateaktivt middel B er et forgrenet C8 APG (AG6202 Akzo-Nobel) og overflateaktivt middel C er et lineært C6 APG (Akzo-Nobel). De felles løsningsmidler som anvendes er isopropylmyristat
(IPM) og rapsfrømetylester (RMS) (ATOFINA). I hvert tilfelle testes det overflateaktive middel, felles løsningsmiddel eller blandingen av overflateaktivt middel - felles løsningsmiddel som en 5 masse% oppløsning i vann, sjøvann eller 10 masse% NaCI . saltoppløsning ifølge prosessen beskrevet i det foregående.
Claims (11)
1. Overflateaktiv blanding,
karakterisert ved at den omfatter minst ett lineært eller forgrenet alkylpolyglukosid (APG) i en oppløsning av et felles oppløsningsmiddel for vann og hydrokarbon.
2. Blanding ifølge krav 1,
karakterisert ved at den omfatter ett APG.
3. Blanding ifølge krav 1,
karakterisert ved at den omfatter mer enn ett APG.
4. Blanding ifølge hvilket som helst av kravene 1,2 eller 3, karakterisert ved at hvert APG omfatter minst ett lineært eller forgrenet kjede Ce-C-io APG.
5. Blanding ifølge krav 4,
karakterisert ved at hver APG omfatter et C8-C10 lineært eller forgrenet kjede APG, et Ce forgrenet kjede APG, et lineært C6 APG, eller kombinasjoner derav.
6. Blanding ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at det felles oppløsningsmiddel omfatter isopropylmyristat (IPM) eller rapsfrømetylester (RME).
7. Blanding ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at forholdet mellom overflateaktivt middel og felles løsningsmiddel er i området fra 1:4 til 3:1.
8. Fremgangsmåte for brønnbehandling som omfatter trinnet med å sirkulere en overflateaktiv blanding i følge hvilket som hélst av de foregående krav, gjennom en brønn før plassering av en sementoppslemming deri,
karakterisert ved at den overflateaktive blanding er oppløst i vann, sjøvann eller saltoppløsning.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,
karakterisert ved at den overflateaktive blandingen er tilstede i en mengde på 1 til 10 masse%.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9,
karakterisert ved at den overflateaktive blandingen er tilstede i en mengde på 5 masse%.
11. Fremgangsmåte for brønnbehandltng ifølge hvilket som helst av kravene 8 til 10,
karakterisert ved at brønnen er blitt boret ved bruk av et oljebasert eller syntetisk basert borefluid.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP01401524A EP1273756B1 (en) | 2001-06-12 | 2001-06-12 | Surfactant compositions for well cleaning |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20022777D0 NO20022777D0 (no) | 2002-06-11 |
| NO20022777L NO20022777L (no) | 2002-12-13 |
| NO322428B1 true NO322428B1 (no) | 2006-10-02 |
Family
ID=8182764
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20022777A NO322428B1 (no) | 2001-06-12 | 2002-06-11 | Overflateaktive blandinger for opprensing av bronn |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6686323B2 (no) |
| EP (1) | EP1273756B1 (no) |
| AT (1) | ATE336639T1 (no) |
| CA (1) | CA2388771C (no) |
| DE (1) | DE60122309D1 (no) |
| DK (1) | DK1273756T3 (no) |
| NO (1) | NO322428B1 (no) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7183239B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-02-27 | Clearwater International, Llc | Gel plugs and pigs for pipeline use |
| US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
| US7429620B2 (en) * | 2004-08-10 | 2008-09-30 | Inteveo, S.A. | Surfactant package for well treatment and method using same |
| US8065905B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
| US8099997B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines |
| US7939488B2 (en) | 2008-08-26 | 2011-05-10 | The Clorox Company | Natural disinfecting cleaners |
| US7939487B2 (en) * | 2008-08-26 | 2011-05-10 | The Clorox Company | Natural cleaners |
| US7939486B2 (en) | 2008-08-26 | 2011-05-10 | The Clorox Company | Natural cleaners |
| US7618931B1 (en) | 2008-08-26 | 2009-11-17 | The Clorox Company | Natural heavy duty cleaners |
| US7629305B1 (en) | 2008-08-26 | 2009-12-08 | The Clorox Company | Natural soil and stain removers |
| US7608573B1 (en) | 2008-08-26 | 2009-10-27 | The Clorox Company | Natural heavy duty cleaners |
| EA021338B1 (ru) * | 2009-01-15 | 2015-05-29 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Моющие средства для очистки ствола скважины и способы их использования |
| US9835608B2 (en) | 2012-12-20 | 2017-12-05 | Saudi Arabian Oil Company | Method for assessing ablation modulai of mudcakes to predict ease of mudcake removal or cleaning efficiency of cleaning/washing/spacer fluids |
| CA2995943A1 (en) | 2013-06-03 | 2014-12-11 | Saudi Arabian Oil Company | Method of conversion of a drilling mud to a gel-based lost circulation material to combat lost circulation during continuous drilling |
| FR3064002B1 (fr) * | 2017-03-14 | 2021-07-02 | Prevor Int | Melange liquide pour nettoyer les deversements de peinture, vernis, colorant et/ou lasure |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US817605A (en) | 1904-12-31 | 1906-04-10 | William R Wilson | Steel sled. |
| EP0569484B1 (en) | 1991-01-30 | 1995-12-06 | Atlantic Richfield Company | Well cleanout using caustic alkyl polyglycoside compositions |
| DE4110506A1 (de) * | 1991-03-30 | 1992-10-01 | Huels Chemische Werke Ag | Emulgatoren zur herstellung von in der kosmetik oder medizin verwendbaren oel-in-wasser-emulsionen etherischer oele |
| SE9300955L (sv) | 1993-03-23 | 1994-09-24 | Berol Nobel Ab | Alkylglykosid och dess användning |
| US5548197A (en) | 1994-09-28 | 1996-08-20 | Allen-Bradley Company, Inc. | Method and apparatus for determining motor speed using zero crossing times |
| AU5365096A (en) | 1995-03-31 | 1996-10-16 | Henkel Corporation | Compositions based on apg and at least one additional nonion ic sugar cosurfactant |
| SE506265C2 (sv) | 1995-04-28 | 1997-11-24 | Akzo Nobel Nv | Vattenhaltig komposition innehållande en alkylglykosid och användning därav som vätmedel |
| US6090754A (en) | 1995-05-11 | 2000-07-18 | Atlantic Richfield Company | Surfactant blends for well operation |
| US5830831A (en) | 1995-05-11 | 1998-11-03 | Atlantic Richfield Company | Surfactant blends for well operations |
| JPH10291306A (ja) | 1997-02-19 | 1998-11-04 | Canon Inc | インクジェットプリント装置 |
| SE510989C2 (sv) | 1997-10-29 | 1999-07-19 | Akzo Nobel Nv | Högakaliska kompositioner innehållande en hexylglykosid som hydrotrop |
| US6112814A (en) | 1998-02-13 | 2000-09-05 | Atlantic Richfield Company | Method for cleaning wellbore surfaces using coiled tubing with a surfactant composition |
| US5996692A (en) | 1998-02-13 | 1999-12-07 | Atlantic Richfield Company | Surfactant composition and method for cleaning wellbore and oil field surfaces using the surfactant composition |
| US6000412A (en) | 1998-02-13 | 1999-12-14 | Atlantic Richfield Company | Method for cleaning deposits from a tank using a surfactant composition |
| US5874386A (en) * | 1998-02-13 | 1999-02-23 | Atlantic Richfield Company | Method for cleaning drilling fluid solids from a wellbore using a surfactant composition |
| US5977032A (en) | 1998-09-26 | 1999-11-02 | Atlantic Richfield Company | Acidic surfactant composition and method for cleaning wellbore and flowline surfaces using the surfactant composition |
-
2001
- 2001-06-12 DK DK01401524T patent/DK1273756T3/da active
- 2001-06-12 EP EP01401524A patent/EP1273756B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-06-12 DE DE60122309T patent/DE60122309D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-06-12 AT AT01401524T patent/ATE336639T1/de not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-06-03 CA CA002388771A patent/CA2388771C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-06-11 NO NO20022777A patent/NO322428B1/no not_active IP Right Cessation
- 2002-06-12 US US10/170,795 patent/US6686323B2/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US6686323B2 (en) | 2004-02-03 |
| NO20022777D0 (no) | 2002-06-11 |
| DK1273756T3 (da) | 2006-12-27 |
| NO20022777L (no) | 2002-12-13 |
| EP1273756B1 (en) | 2006-08-16 |
| US20030008803A1 (en) | 2003-01-09 |
| ATE336639T1 (de) | 2006-09-15 |
| DE60122309D1 (de) | 2006-09-28 |
| CA2388771A1 (en) | 2002-12-12 |
| CA2388771C (en) | 2007-07-24 |
| EP1273756A1 (en) | 2003-01-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11535793B2 (en) | Surfactant compositions for treatment of subterranean formations and produced oil | |
| US11518927B2 (en) | Demulsifier compositions for treatment of subterranean formations and produced oil | |
| NO322428B1 (no) | Overflateaktive blandinger for opprensing av bronn | |
| NO343900B1 (no) | Oppløsning, fremgangsmåte for rensing av et borehull, og fremgangsmåte for fremstilling av et hydrokarbon fra en formasjon | |
| NO344331B1 (no) | Vannbasert bryterfluid, fremgangsmåte for rensing av et borehull, og fremgangsmåte for fremstilling av et hydrokarbon fra en formasjon | |
| EA003685B1 (ru) | Способы очистки глинистой корки и гравийной набивки для буровых растворов на масляной основе или водяной основе | |
| WO2015122878A1 (en) | Treatment of subterranean formations with compositions including polyether-functionalized polysiloxanes | |
| WO2016032578A1 (en) | Acidizing compositions including ampholyte polymers | |
| WO2016010520A1 (en) | Polymeric ionic liquid clay control agents | |
| NO20160984A1 (en) | Temperature-triggered viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
| NO20161092A1 (en) | Viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
| CA3012433C (en) | Improved performance non-emulsifiers that employ branched alcohols and a new high-solvency carrier oil | |
| NO20151372A1 (no) | Methods for use of oil-soluble weighting agents in subterranean formation treatment fluids | |
| WO2020101683A1 (en) | Defoaming composition comprising a tall-oil-derived surfactant | |
| NO20172012A1 (en) | Modified hydroxyethyl cellulosic polymers for improved well bore fluids and related uses | |
| US10329859B2 (en) | Alkylpolyglucoside derivative fluid loss control additives for wellbore treatment fluids | |
| US10738550B2 (en) | Treatment of recovered commercial solids for use in oilfield fluids | |
| WO2019136328A1 (en) | Invert emulsion gravel packing fluid for alternate path technology | |
| US11787996B1 (en) | Wellbore cleaner for use in displacement trains | |
| RU2816934C1 (ru) | Жидкость для обслуживания ствола скважин, способы ее получения и применения |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |