NO322743B1 - Fremgangsmate for a forbedre fluidtapskontroll i underjordisk formasjon - Google Patents
Fremgangsmate for a forbedre fluidtapskontroll i underjordisk formasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO322743B1 NO322743B1 NO19973374A NO973374A NO322743B1 NO 322743 B1 NO322743 B1 NO 322743B1 NO 19973374 A NO19973374 A NO 19973374A NO 973374 A NO973374 A NO 973374A NO 322743 B1 NO322743 B1 NO 322743B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- particles
- gel
- formation
- fluid
- cross
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 67
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 34
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 81
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 66
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 49
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 24
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 claims description 17
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 16
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 16
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 16
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 15
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 14
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 13
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 claims description 12
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims description 12
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 12
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 11
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000002585 base Substances 0.000 claims description 7
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 7
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 7
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 7
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 6
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000007528 brønsted-lowry bases Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 5
- 150000007527 lewis bases Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 claims description 5
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N vinylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 4
- 239000002879 Lewis base Substances 0.000 claims description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 229920013821 hydroxy alkyl cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N iron (II) ion Substances [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 4
- 238000010008 shearing Methods 0.000 claims description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 3
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims description 3
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 3
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 claims description 2
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 claims description 2
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 claims description 2
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 claims description 2
- 239000012429 reaction media Substances 0.000 claims description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 3
- 206010003645 Atopy Diseases 0.000 claims 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims 1
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- QEMXHQIAXOOASZ-UHFFFAOYSA-N tetramethylammonium Chemical compound C[N+](C)(C)C QEMXHQIAXOOASZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 33
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 17
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 16
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 11
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 11
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 10
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 5
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 5
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 5
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 5
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 5
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 4
- -1 guar Chemical class 0.000 description 4
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 4
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 4
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 4
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N Triethylamine Chemical compound CCN(CC)CC ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 3
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 3
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 3
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 3
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 2
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 2
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 2
- POILWHVDKZOXJZ-ARJAWSKDSA-M (z)-4-oxopent-2-en-2-olate Chemical compound C\C([O-])=C\C(C)=O POILWHVDKZOXJZ-ARJAWSKDSA-M 0.000 description 1
- RBACIKXCRWGCBB-UHFFFAOYSA-N 1,2-Epoxybutane Chemical compound CCC1CO1 RBACIKXCRWGCBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OZICRFXCUVKDRG-UHFFFAOYSA-N 2-[2-hydroxyethyl(propyl)amino]ethanol Chemical compound CCCN(CCO)CCO OZICRFXCUVKDRG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000954 2-hydroxyethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])O[H] 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003842 bromide salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YFWCXMIPDWBZAW-UHFFFAOYSA-L dipotassium;ethenyl phosphate Chemical compound [K+].[K+].[O-]P([O-])(=O)OC=C YFWCXMIPDWBZAW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- BNKAXGCRDYRABM-UHFFFAOYSA-N ethenyl dihydrogen phosphate Chemical compound OP(O)(=O)OC=C BNKAXGCRDYRABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 description 1
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002505 iron Chemical class 0.000 description 1
- BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate (anhydrous) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OWZIYWAUNZMLRT-UHFFFAOYSA-L iron(2+);oxalate Chemical compound [Fe+2].[O-]C(=O)C([O-])=O OWZIYWAUNZMLRT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 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 1
- 229910000359 iron(II) sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- LNOZJRCUHSPCDZ-UHFFFAOYSA-L iron(ii) acetate Chemical compound [Fe+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O LNOZJRCUHSPCDZ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 210000003734 kidney Anatomy 0.000 description 1
- TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N levoglucosan Chemical group O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]2CO[C@@H]1O2 TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- SNVLJLYUUXKWOJ-UHFFFAOYSA-N methylidenecarbene Chemical group C=[C] SNVLJLYUUXKWOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000009972 noncorrosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 229920005638 polyethylene monopolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 238000006479 redox reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000003352 sequestering agent Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 1
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N tert‐butyl hydroperoxide Chemical compound CC(C)(C)OO CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013008 thixotropic agent Substances 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960004418 trolamine Drugs 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5756—Macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- Y10S507/903—Crosslinked resin or polymer
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Filtering Materials (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører fremgangsmåter for å kontrollere fluidtap i gjennomtrengelige formasjoner. Nærmere bestemt vedrører foreliggende oppfinnelse anvendelsen av en oppslemming av partikkelformige tverrbundede polymergeler for å danne en filterkake for å redusere tap av behandlingsfluid til gjennomtrengelige formasjoner.
Under boringen av en oljebrønn injiseres et vanlig vandig fluid i brønnen gjennom borerøret og resirkuleres til overflaten i det ringformede området mellom brønn-boreveggen og borestrengen. Funksjonene av borefluidet innbefatter: Smøring av borkronen, transport av borekaks til overflaten, overbalansering av formasjonstrykket for å forhindre en innstrømning av olje, gass eller vann inn i brønnen, opprettholdelse av hullstabilitet inntil huset kan settes, suspensjon av faste stoffer når fluidet ikke sirkuleres og minimalisering av fluidtap inni og eventuell forbundet skade/instabilitet på formasjonen hvorigjennom boringen finner sted.
Egnet overbalansering av formasjonstrykk oppnås ved å etablere fluiddensitet ved det ønskede nivået vanligvis via tilsetningen av baritt. Transport av borekaks og deres suspensjon når fluidet ikke sirkuleres er forbundet med fluidviskositeten og tiksotropien som avhenger av faststoffinnhold og/eller anvendelse av en polymer. Fluidtapskontroll oppnås også ved anvendelsen av leirer og/eller tilsatte polymerer.
Fluidegenskaper overvåkes konstant under boreoperasjoner og skreddersys for å ta
hensyn til naturen av formasjonsstratum som møtes ved ethvert tidspunkt. Når boringen når produksjonsformasjonen må spesielle hensyn utøves. Fortrinnsvis anvendes fluider med lavt faststoffinnhold for å minimalisere mulige produktivitetstap ved faststoff-gjenplug-ging. Egnet fluiddensitet for overbalansering av formasjonstrykk kan oppnås ved å anvende vandige saltvannsoppløsninger med høy saltkonsentrasjon, mens viskositets- og fluidtapskontroll generelt tilstrebes ved polymertilsetning.
Når høy permeabilitets- og/eller dårlig konsoliderte formasjoner gjennomtrenges som sonen av interesse, anvendes ofte en teknikk betegnet som "underrømming" i bore-operasjonene. I denne prosessen bores en brønnboring gjennom den karbonbærende sonen ved anvendelse av konvensjonelle teknikker og boreslam. Et hus settes generelt inn i brønnboringen til et punkt like over den hydrokarbonbærende sonen. Den hydrokarbonbærende sonen bores så igjen ved anvendelse av en ekspanderbar krone som øker diameteren av hullet. Formålet med underrømmingen er å fjerne skade fra den gjennomtrengelige formasjonen innført ved den innledende boreprosessen ved partikler av boreslammet og å øke det eksponerte overfiatearealet av brønnboringen. Typisk bevirkes underrømming ved anvendelse av spesielt "rene" borefluider for å minimalisere ytterligere formasjonsskade. Den høye permeabiliteten av mange hydrokarbonsoner tillater store mengder rent borefluid å tapes til formasjonen. Typiske fluider anvendt i underrømming innbefatter vandige saltvannsoppløsninger som viskositetsmodifiseres med en polysakkairdpolymer for å understøtte fjernelsen av borekaks. For å kontrollere fluidtap kan faststoffer, så som malte saltkrystaller, kalsiumkarbonat eller lignende tilsettes til fluidet for å danne en filterkake ved overflaten av formasjonen. Denne filterkaken må fjernes før eller etter at sonen gruspakkes dersom hydrokarbonproduksjon skal oppnås. Saltkrystallene kan fjernes ved å sirkulere umettet saltvannsoppløsning for å oppløse partiklene. Dersom dette skjer før gruspakking forårsaker det sirkulerende fluidet ofte avskalling (sloughing) av formasjonen inn i brønnboringen og ytterligere tap av fluider til formasjonen. Dersom fjernelse forsøkes etter gruspakkingen vil gruspakkingen ofte fange partiklene mot formasjonen og gjøre fjernelse vanskeligere. Andre partikkelformige materialer, så som karbonatene, kan fjernes med sirkulering av syre, imidlertid kan de samme problemene oppstå.
Kompletteringsfluidene er de fluidene som anvendes etter at boringen er fullført og under trinnet med komplettering av brønnen. Komplettering kan innbefatte sementering av huset i brønnen, perforering av brønnen, setting av rør, pumpe og lignende. Komplet-teringsfluider anvendes generelt for å kontrollere brønntrykk, tilveiebringe fluidtaps-kontroll, forhindre sammenfall av rør fra overtrykk og å redusere eller forhindre korrosjon av huset når det etterlates i brønnboringen som et pakkefluid over produk-sjonspak-ningen. I et slikt tilfelle plasseres fluidet i ringrommet mellom huset og produksjonsborestrengen over produksjonspakningen for å forsegle ringrommet mot innstrømningen av formasjonsfluider. Fordi et pakkefluid kan forbli i en brønnboring i mange år før vedlikeholdsarbeid er påkrevet, bør et slikt fluid være temperaturstabilt, ikke-sedimente-rende, ikke korrosivt og ikke skadende for formasjonen.
Stimulering av hydrokarbonbærende formasjoner bevirkes typisk for å øke det eksponerte arealet av en underjordisk formasjon for strøm av et hydrokarbon til en brønnboring. Vanligvis utføres fraktureringsoperasjoner for å produsere ledende kanaler fra brønnboringen inn i formasjonen. Kanalene kan ha et partikkelformig proppemiddel innført for å assistere ved opprettholdelse av åpne kanaler i formasjonen. Selv om det å danne frakturer i lav-permeabilitetsformasjon ofte anses som en rutinemessig teknikk, medfører dannelse av frakturer i formasjoner med høyere permeabilitet (100 millidarcy og større) alvorlige problemer. Effektiv fluidtapskontroll er vesentlig for å skape en fraktur av en hvilken som helst lengde i en høypermeabilitetsformasjon. Typiske fluidtapskontroll-additiver for stimuleringsfluider innbefatter det malte saltet, malt kalsiumkarbonat og lignende som er omtalt ovenfor med hensyn til rene borefluider. Disse materialene er vanskelige å fjerne fra de dannede frakturene, spesielt etter at frakturen er proppet åpen ved innføring av et proppemiddel. Nærværet av ikke fjernede fluidtapsadditiver kan resultere i en betydelig reduksjon i produksjonsstrømkapasiteten av den dannede frakturen. Dersom et forsøk gjøres for å øke viskositeten av stimu-leringsfluidet til et nivå hvorved fluidtap kan kontrolleres uten betydelige mengder partikkelformige fluidtaps-additiver, begrenser friksjonstrykkene som oppstår ved fluidet med høyere viskositet pumpehastigheten og reduserer evnen til å produsere en ønsket frakturlengde.
US-patent 5439057 vedrører en løsning på de ovenfor omtalte problemene. Denne publikasjonen beskriver dannelsen av en tverrbundet polymergel som deretter skjærbelastes til adskilte partikler som har en gjennomsnittlig diameter i området på fra 1 til 10 mm. De skjærbehandlede partiklene dispergeres deretter i et vandig fluid og innføres i en underjordisk formasjon for å danne en filterkake for å assistere ved fluidtapskontroll til den gjennomtrengelige formasjonen. Selv om denne fremgangsmåten i vesentlig gras øker fluidtapskontroll, ville det være ønskelig ytterligere å redusere mengden fluid tapt til formasjonen under en behandling utført på den underjordiske formasjonen.
Foreliggende oppfinnelse er utviklet med sikte på å tilveiebringe forbedret fluidtaps-kontroll i borefluider, kompletteringsfiuider, stimuleringsfluider og lignende.
Den overraskende oppdagelsen er nå gjort at et fluidtaps-kontrollmiddel kan fremstilles ved å danne en tverrbundet polymergel som deretter brytes til små tverrbundede gelpartikler som har en gjennomsnittlig diameter på mindre enn ca. 1 mm. Fortrinnsvis har partiklene en størrelsesfordeling på fra 2,00 til 0,177 mm (10 til 80 mesh) med minst 30 % som har en partikkelstørrelse under 0,841 mm (20 mesh). Partiklene av tverrbundet gel dispergeres i et fluid som i tillegg kan innbefatte faste partikkelformige materialer for anvendelse som et fluidtaps-kontrollmiddel ved innføring i en underjordisk formasjon.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer følgelig en fremgangsmåte for å kontrollere fluidtap i gjennomtrengelige formasjoner penetrert av en brønnboring, kjennetegnet ved at den innbefatter: blanding av et vandig fluid med en effektiv mengde av en polysakkairdpolymer for å viskositetsmodifisere nevnte fluid og en effektiv mengde av et tverrbindende middel for nevnte polysakkarid for å skape en tverrbundet gelstruktur i fluidet;
skjærbehandling av den nevnte tverrbundede gelen, slik at gelen forårsakes å brytes i partikler som har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse i området på fra 2,00 til 0,177 mm (10 til 80 mesh) med minst 50 % som har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse under ca. 0,841 mm (20 mesh);
oppslemming av gelpartiklene med et vandig fluid, hvorved det fremstilles en suspensjon av partiklene;
innføring av nevnte suspensjon i brønnboringen og i kontakt med en overflate av den gjennomtrengelige formasjonen; og
fremstilling av en filterkake bestående av nevnte partikler av tverrbundet gel på overflaten av den gjennomtrengelige formasjonen, hvorved fluidtap til formasjonen gjennom filterkaken reduseres.
Oppfinnelsen tilveiebringer videre en ytterligere fremgangsmåte for å kontrollere fluidtap i en gjennomtrengelig formasjon fra en brønnboring som penetrerer formasjonen, kjennetegnet ved at den innbefatter: blanding av et vandig fluid inneholdende minst en spormengde av minst et to-verdig kation med et polymerderivat innbefattende et reaksjonsprodukt fremstilt ved omsetningen av en hydroksyalkylcellulose, som har en molar substitusjon på fra 1,5 til 3, hvor nevnte alkyl velges fra gruppen av etyl og propyl, og en vinylfosfonsyre eller salt derav i nærvær av et redoks-system ved en temperatur i området på fra 20 til 60°C, hvor nevnte polymer er tilstede i en mengde som er tilstrekkelig til å viskositetsmodifisere nevnte vandige fluid og en tverrbindende aktivator innbefattende en Lewis-base eller en Bronsted-Lowry-base tilstede i en tilstrekkelig mengde til å initiere tverrbinding av minst en del av nevnte polymerderivat i det vandige fluidet for å fremstille en tverrbundet gel;
skjærpåvirkning av nevnte tverrbundede gel, slik at gelen bringes til å brytes til partikler som har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse i området på fra 2,00 til 0,177 mm (10 til 80 mesh) med minst 50 % som har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse under 0,841 mm (20 mesh);
oppslemming av nevnte gelpartikler med et vandig fluid, hvorved en suspensjon av partiklene fremstilles;
innføring av nevnte suspensjon i brønnboringen og i kontakt med den gjennomtrengelige formasjonen, og produksjon av en filterkake omfattende nevnte gelpartikler
på minst en del av den gjennomtrengelige formasjonen, hvorved fluidtap til den gjennomtrengelige formasjonen kontrolleres.
Figur 1 er en grafisk fremstilling som viser virkningen av partikkelstørrelse på statisk fluidtap gjennom høy permeabilitetskjerne.
Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse kan oppnås ved anvendelsen av i det vesentlige hvilke som helst av de velkjente naturlige og syntetiske polymerene, som er i stand til å viskositetsmodifisere et vandig fluid og som deretter kan tverrbindes for å danne en i det vesentlige stiv gelstruktur. Geleringsmidlet kan innbefatte et hydratiser-bart polysakkarid, så som guar, guarderivater og cellulosederivater, eller en syntetisk polymer, så som et akrylamid, akrylater og kopolymerer derav, eller lignende.
Tverrbindingsmidlet kan innbefatte i det vesentlige en hvilken som helst av den konvensjonelle, kjente forbindelsene, så som f.eks. borater, forbindelser som er i stand til å tilveiebringe titan IV-ioner eller zirkonium IV-ioner, aluminium HI-ioner eller antimon I-ioner og lignende. Tverrbindingsmidlet kan også innbefatte visse nye forbindelser, så som en Lewis-base eller Bronsted-Lowry-base når det anvendes visse podekopolymerer som geleringsmiddel. Det eneste kravet til tverrbindingsmidlet er at det produserer en tverrbundet gel ved tilsetning av en effektiv mengde med geleringsmidlet.
For å lette en fullstendig forståelse av foreliggende oppfinnelse vil den etterfølgende beskrivelsen bli rettet mot anvendelsen av spesielt foretrukne polymerer for anvendelse som geleringsmiddel.
En detaljert beskrivelse av fremgangsmåtene for fremstilling av de foretrukne pode-polymerene ifølge foreliggende oppfinnelse, er angitt i US-patent nr. 5304620, utstedt 19. april 1994 med tittelen "Method Of Crosslinking Cellulose And Guar Derivates For Treating Subterranean Formations".
En vandig væske anvendes for å oppløseliggjøre polymeren eller kopolymeren ifølge foreliggende oppfinnelse. Betegnelsen "vandig væske" anvendes her i betydningen en hvilken som helst væske som inneholder tilstrekkelig vann til i det minste delvis å hydratisere kopolymeren og resultere i en økning i viskositeten av fluidet. Vandige væsker anvendt innen oljefeltoperasjoner inneholder normalt natriumklorid, kaliumklorid, kalsiumklorid, natriumbromid og andre bromider, ammoniumklorid, tetra-metylammonium-klorid og lignende for å gi fluidet ballast eller inhibere svelling av leirer som generelt finnes i underjordiske formasjoner. pH av den vandige væsken må være kompatibel med det valgte tverrbindingsmidlet og må ikke i negativ retning påvirke hydratiseringen av kopolymeren.
Betegnelsen "vinylfosfonsyre eller VP A" slik den her anvendes, innbefatter ikke bare syremonomerene og -polymerene, men er også ment å omfatte de vandige oppløselige saltene, så som natrium- eller kaliumvinylfosfat og lignende, hvorved et vinylfosfonat-ion dannes ved oppløsning i et vandig fluid, såvel som monoestere av vinylfosfonsyre.
Cellulosederivatet som anvendes ved foreliggende oppfinnelse er fortrinnsvis en hydroksyalkylcellulose som har en hydroksyalkyl-molar substitusjon fra 1,5 til 3,0. Molar substitusjon er definert som det gjennomsnittlige antallet mol av en substituentgruppe tilstede pr. anhydroglukoseenhet av cellulosematerialet. Alkylgruppen er valgt fra gruppen bestående av etyl, propyl og blandinger derav. Den foretrukne hydroksyalkylcellulosen er hydroksyetylcellulose (HEC) som har en molar substitusjon i området på 1,8 til 2,5. Ifølge foreliggende oppfinnelse blir fortrinnsvis hydroksyalkyleringen av cellulosen utført i en separat reaksjon. Hydroksyetylcellulose dannes vanligvis ved å omsette etylenoksyd med cellulose under ekstremt alkaliske betingelser og er kommersielt tilgjengelig.
Kopolymerene som anvendes ved foreliggende oppfinnelse gjøres tverrbindbare ved podende monomerer innbefattende en vinylfosfonsyre til cellulosederivatet. Monomerene har den reaktive CH2=C-enheten som antas å gjøre det mulig for monomeren å bindes til cellulosederivatet. Typisk utføres podekopolymerisasjonen i vandige medier hvori polymeren er oppløst eller dispergert. Forholdet mellom cellulosederivat og vandig medium varierer fra ca. 1 g pr. 100 ml til ca. 1 g pr. 2 ml. Det foretrukne forholder er fra 1 g pr. 6 ml til 1 g pr. 4 ml. Forholdet mellom cellulosederivat og podende VPA-monomer varierer fra 3 g pr. 1 ml til 25 g pr. 1 ml. Det foretrukne forholdet er fra 6 g pr. 1 ml til 16 g pr. 1 ml.
I en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse fremstilles de tverrbindbare kopolymerene ved å omsette visse vinylmonomerer som har en tverrbindbar substituent med et cellulosederivat ved anvendelse av et redoks-system innbefattende, for eksempel, reaksjonsproduktet av hydrogenperoksyd med et jem(H)-salt. Den generaliserte redoks-reaksjonen antas å være representert ved formelen: og den generaliserte initieringsreaksjonen antas å være representert ved den generelle formelen:
En fordel ved denne initiatoren er at radikalproduksjon finner sted ved en rimelig hastighet over et vidt temperaturområde hvorved reaksjoner kan utføres ved romtemperatur, om ønsket. Den frie radikalen fremstilt på cellulosederivatet initierer polymerisasjon med vinylgruppen av monomeren for å fremstille podekopolymeren.
Typisk utføres podekopolymerisasjonen i vandige medier hvori polymeren i det minst delvis oppløses eller dispergeres. Kopolymerer ble fremstilt i aceton/vannblandinger inneholdende fra 55 til 90 % aceton. Reaksjoner ble utført i en 1 liters kjele med en rører eller en 1-liters beholder ved en temperatur på fra 20 til 60°C. Forholdet mellom cellulosederivat og vandig medium varierer fra 1 g pr. 100 ml til 1 g pr. 2 ml. Det foretrukne forholdet er fra ca. 1 g pr. 2 til 5 ml. Forholdet mellom cellulosederivat og podende VPA-monomer varierer fra 5 til 40 g pr. 1 g monomer. Det foretrukne forholdet er fra 6 til 16. Det skal understrekes at områdene angitt ovenfor utelukkende er ment som eksempler og at andre temperaturer, konsentrasjoner og lignende kan anvendes for å fremstille reaksjonsproduktet.
Polymerisasjonsreaksjonen ifølge denne utførelsesformen av oppfinnelsen initieres kjemisk ved et redoks-system innbefattende reaksjonsproduktet av hydrogenperoksyd med et jern(H)-salt. Jern(H)-ioner kan tilveiebringes f.eks. ved salter, så som jern(H)-ammoniumsulfat, jern(H)-klorid, jern(II)-sulfat, jern(II)-acetat, jern(II)-oksalat, jern(II)-acetylacetonat og lignende. En foretrukket kilde for jern(II)-ioner er jern(n)-ammonium-sulfat. alternativt kan andre vanlige anvendte metallion-reduksjonsmidler anvendes i stedet for jern(II)-ionene for å generere de frie radikalene som er nødvendig for å bevirke poding og andre former for hydrogenperoksyd, så som t-butylhydroperoksyd, kan anvendes.
Initiatoren kan tilsettes langsomt til reaksjonsmaterialet i løpet av et tidsrom på 30 til 90 sekunder eller lenger. Reaksjonstider varierer fra 15 minutter til 4 timer, avhengig av reaksjonsbetingelsene eller den spesielle podende monomeren. Podereaksjonseffekti-vitet (% av podet monomer) er generelt mindre enn 75 %. Etter at reaksjonen er fullført vaskes polymerisasjonsproduktet med aceton, filtreres og tørkes. 1 en foretrukket fremgangsmåte for å bevirke podekopolymerisasjon bevares den podede polymeren i en i det vesentlige lagringsstabil oppslemmingsform. Typisk kan mediene innbefatte en polyglykol, så som polypropylenglykol, som har molekylvekter opp til ca. 1000, så som "PPG-250" til "PPG-1000" polyglykol fra Texaco Chemical Co., forskjellige polyetylenglykoler og homopolymerer av 1,2-butylenoksyd, som har en molekyl-vekt på fra 200 til 400, som er tilstede i en mengde på fra 70 til 95 vekt-% av mediet, og den gjenværende delen omfatter generelt vann. Mediene kan også innbefatte tetrametyl-ammoniumklorid i en tilsvarende mengde eller i blanding med en polyglykol. En foretrukket utførelsesform innbefatter polyglykolen fra 86 til 92 vekt-% av mediet. Reaksjoner ble utført i en 5-liters kjele med en rører ved en temperatur på fra 20 til 60°C. Forholdet mellom cellulosederivat og medier varierer fra 1 g pr. 100 ml til 1 g pr 2 ml. Det foretrukne forholdet er fra ca. 1 g pr. 2 til 5 ml. Reaksjonsmediene kan også innbefatte en mengde av et dispersjonsmiddel eller tiksotropt middel, så som alkyl-kvaternær ammonium-montmorillonitt ("CLAYTONE AF" tiksotrop fra E.C.C. America, Inc.) eller dimetyldioksoammoniumklorid for å lette dispersjon av polymeren i mediene og forbedre suspensjonsegenskaper. Podereaksjonen utføres som beskrevet tidligere ved anvendelse av et egnet redoks-system, så som f.eks. jern(H)-saltet med en kilde for peroksyd. Siden metallionene ikke fjernes fra produktet ved vasking, som når et tørt produkt er dannet, kan et sekvestreirngsmiddel for metallionene tilsette til oppslemmingen ved avslutningen av reaksjonen. Polymerisasjonsproduktet er funnet å forbli lett dispergerbart eller suspendert i oppslemmingsformen over et tidsrom for å lette lagring og håndtering.
Podekopolymerer anvendt ved foreliggende oppfinnelse oppløseliggjøres i vandige væsker og øker i betydelig grad viskositeten av vandige væsker. Viskositeten av kopolymer-oppløsmngen økes ytterligere med tilsetningen av en valgt tverrbindingsaktivator eller et middel som bevirker en initiering av en tverrbindingsinteraksjon. Foretrukne tverrbin-dingsaktivatorer eller -midler anvendt ved foreliggende oppfinnelse omfatter Bronsted-Lowry- eller Lewis-baser. Egnede forbindelser antas å innbefatte f.eks. kalsiumoksyd, magnesiumoksyd og forbindelser valgt fra mono-, di- og trialkanolaminer, så som tri-etanolamin, natriumhydroksyd, kaliumhydroksyd, ammoniakk, forskjellige kokosaminer, så som bis(2-hydroksyetyl)-kokosamin, forskjellige pentaminer, så som tetraetylenpentamin, og forskjellige andre vannoppøselige aminer, så som propyldietanolamin, trietylamin, forskjellige vannoppløselige borater, så som det kommersielt tilgjengelige produktet "POLYBOR", en blanding av borsyre og boratsalter fra U.S. Borax og lignende i nærvær av et to verdig kation, så som kalsium eller magnesium, som er tilstede i minst en spormengde og som kan være tilstede i den vandige væsken anvendt for å hydratisere kopolymeren, eller tilsatt som en ytterligere komponent til den vandige væsken. Slike forbindelser er generelt i det vesentlige frie for flerverdige metallioner, det vil si metallioner som har mer enn en valenstilstand. Et spesielt foretrukket tverrbindende middel er magnesiumoksyd.
Selv om den spesifikke mekanismen hvorved tverrbindingen finner sted er ukjent, er det antatt at tverrbinding dannes via den fosforholdige enheten i podepolymeren som aktiveres ved nærværet av Lewis- eller Bronsted-Lowry-basen.
Selv om den følgende beskrivelsen vil være rettet mot anvendelsen av magnesiumoksyd som en tverrbindende aktivator eller -middel, skal det understrekes at den omtalte fremgangsmåten ville virke like godt med hvilke som helst av de andre egnede tverr-bindings-midlene nevnt i forbindelse med foreliggende oppfinnelse. En basisgel fremstilles ved å hydratisere den tidligere omtalte podekopolymeren av hydroksyetylcellulose eller hydroksypropylcellulose, i et vandig fluid ved en pH i området på fra 0,1 til 3,5. Podekopolymeren kan være blandet med det vandige fluidet i en mengde på fra 0,120 kg til 20,97 kg pr. 1000 liter fluid. Etter at geleringsmidlet er i det vesentlige hydratisert, blandes basisgelen med en mengde av magnesiumoksyd i en mengde på fra 1,20 til 4,80 kg pr. 1000 liter basisgel. I en foretrukket tilsetnings-fremgangsmåte tilsettes magnesiumoksydet som en vandig oppslemming for å lette håndtering av materialet.
Tverrbindingen av podekopolymeroppløsningen kan oppnås i en hvilken som helst egnet beholder eller apparatur, så som f.eks. en vertikalbladblander eller horisontal båndblander eller lignende. Det tverrbundede gelerte fluidet skjærpåvirkes deretter hensiktsmessig for å bevirke dannelse av adskilte partikler av det gelerte fluidet. I en ut-førelses-form skjærbelastes fluidet ved passasje gjennom en perforert plate ved et for-høyet trykk hvorpå gelen brytes til generelt små sylindriskformede partikler. Alternativt kan det gelerte fluidet føres gjennom et tverrbundet nettverk av tynne tråder i et sirkulært eller kvadratisk rør for å danne forskjellige geometrier av gelpartikler eller annen form for å danne forskjellige former, så som sylindere, rektangler, ovaler, nyreformer og lignende.
Virkningen av partikkelstørrelse på statisk fluidtap er vist grafisk i figur 1 for en kjerne-prøve på 25 darcy. Det statiske fluidtapet ble bestemt ved 65,5°C med et differensialtrykk på 1379 kPa ved anvendelse av nitrogengass og en 1,32 kg/liter kalsiumklorid-oppløsning.
Overraskende er det funnet at overlegen fluidtapskontroll bevirkes når partiklene har en partikkelstørrelsesfordeling på fra 2,00 til 0,177 mm (10 til 80 mesh) med minst 50 % med en partikkelstørrelse under 0,841 mm (20 mesh). Fortrinnsvis har minst ca. 70 % en partikkelstørrelse under 0,841 mm. Alternativt har minst ca. 75 % en partikkelstørrelse på 0,841 mm eller mindre og fortrinnsvis minst 80 % har en partikkelstørrelse på 0,841 mm eller mindre. Slike partikler har en gjennomsnittlig diameter av deres minste to dimensjoner for former så som rektangler, kvadrater og lignende på mindre enn ca. 1 mm. Lengden av partiklene kan variere fra 0,1 til 10 mm, uten noen betydelig negativ virkning på ytelsen av partiklene ved fluidtapskontroll.
Partiklene av tverrbundet gelert fluid oppslemmes eller suspenderes deretter i et vandig fluid som fortrinnsvis har en densitet tilsvarende den av det tverrbundede gelerte fluid. Det vandige suspensjons fluidet kan innbefatte i det vesentlige et hvilket som helst av de tidligere omtalte vandige fluidene og kan ha en densitet som enten er større enn eller mindre enn den av det tverrbundede gelerte fluidet. Fortrinnsvis har det vandige suspensjonsfluidet en densitet innenfor ± 0,060 kg/liter av densiteten av det tverrbundede gelerte fluidet for å lette dannelsen av suspensjonen og transport av partiklene. Dersom densiteten varierer betydelig kan en del av det partikkelformige materialet opp-løse og/eller størkne i en fast masse i fluidet som ikke vil være lett redispergerbar, hvorved slikt materiale tapes for anvendelse i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen og dermed forårsaker forøkede kostnader.
Den partikkelformige oppslemmingen kan deretter anvendes for å tilveiebringe fluidtapskontroll i en brønnboring som gjennomtrenger en underjordisk formasjon ved inn-føring i brønnboringen. En filterkake av de suspenderte partiklene av gel dannes på overflaten av formasjonen ettersom fluidtap opptrer i formasjonen. Fluidtapskontroll kan bevirkes ved anvendelse ved bore-, kompletterings- og stimuleringsfluider. Mengden av partikkelformig gel anvendt i henhold til de forskjellige trekkene ved foreliggende oppfinnelse er en mengde som er tilstrekkelig til å oppnå et ønsket nivå av fluidtapskontroll. Mengden vil til en viss grad avhenge av permeabiliteten av formasjonen og formasjonstemperaturen, såvel som det ønskede nivået av fluidtapskontroll.
Et fordelaktig trekk ved anvendelsen av podekopolymerene som her er beskrevet er evnen av den partikkelformige gelen til å nedbrytes lett til et lav-viskositetsfluid for å lette rensing av formasjonsoverflaten som kommer i kontakt med partikkelformig materiale og minimalisere eventuelt potensielt permeabilitetstapsproblem som skyldes anvendelsen av fluidtapskontrollmidlet. Det tverrbundede partikkelformige gelmaterialet kan lett nedbrytes ved å bringe det partikkelformige materialet i kontakt med et surt fluid. Det sure fluidet kan innbefatte i det vesentlige et hvilket som helst fluid som har en pH lavere enn den av den tverrbundede gelen, hvorved pH av gelen reduseres ved kontakt med gelen. Eksempler på slike fluider og forbindelser innbefatter saltsyreoppløsninger, organiske syrer, så som fumarsyre, eddiksyre, sitronsyre, polyhydroksyeddiksyre, innkapslede former av syregenererende forbindelser eller syrer og lignende.
En ytterligere fordel ved anvendelse av podekopolymerene er når magnesiumoksyd anvendes som tverrbindingsmiddel. Et overskudd av magnesiumoksyd kan blandes med det gelerte fluidet under tverrbindingsprosessen, hvilket resulterer i dannelse av en gel innbefattende omhyggelig blandede faste magnesiumoksydpartikler som vil tilveiebringe ytterligere assistanse til de tverrbundede gelpartiklene ved tilveiebirngelsen av fluidtapskontroll. Alternativt kan andre fine partikkelformige materialer være blandet med polymergelpartiklene for å assistere ved oppnåelsen av ønsket fluidtapskontroll.
Den partikkelformige oppslemmingen kan også inneholde i det vesentlige hvilke som helst andre konvensjonelle additiver, så som f.eks. gelstabiliseringsmidler, brytnings-midler, leirestabiliseringsmidler, baktericider, fluidtapsadditiver, overflateaktive midler, ballastmidler, så som hematitt, baritt eller kalsiumkarbonat og lignende. Valget av slike additiver ligger innenfor fagmannens kunnskapsområde.
De følgende eksemplene er tilveiebragt for å illustrere anvendeligheten av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse.
EKSEMPEL I
De følgende testene ble utført for å sammenligne effektiviteten av den tidligere kjente partikkelformige gelen ifølge US-patent 5439057 med foreliggende oppfinnelse. Kjerner med en permeabilitet på 25 darcy ble plassert i høytrykks-fluidtapsceller og temperaturen ble hevet til 65,5°C. En oppløsning av API saltvannsoppløsning, 5 vekt-% ammoniumklorid, ble ført gjennom hver kjerne for å mette prøven. Et differensialtrykk på 1379 kPa ble opprettholdt på kjernene under testene ved anvendelse av nitrogengass. En gel-oppløsning ble fremstilt ved å blande ekvivalenten på 14,38 kg polymer pr. 1000 liter saltvannsoppløsning av den vinylfosforsyrepodede hydroksyetylcellulosen i en kompletterings-saltvannsoppløsning på 1,32 kg/liter CaCtø. En ekvivalent på 5 liter pr. 1000 liter saltvannsoppløsning av 37 % HC1 ble også tilsatt til saltvannsoppløsningen for å lette hydratisering av polymeren. Etter ca. 1 time ble en oppslemming av MgO i kompletterings-saltvannsoppløsning ekvivalent med 3,60 kg pr. 1000 liter saltvanns-oppløs-ning tilsatt til den hydratiserte polymeren. Etter tverrbinding ble gelen ført gjennom en perforert plate med hull av diameter 0,32 cm og de ekstruderte gelpartiklene ble blandet med ytterligere saltvannsoppløsning, slik at de omfattet en oppslemming på 25 % volum til volum forhold. En prøve ble deretter plassert i fluidtaps-testcellen. En andre og tredje prøve av oppslemmingen ble underkastet ytterligere skjærpåvirkning for å fremstille et produkt med en partikkelstørrelsesfordeling som her er beskrevet. Disse prøvene plasseres deretter i fluidtaps-testcellen som beskrevet ovenfor. De fordelaktige virkningene av foreliggende oppfinnelse fremgår klart i resultatene som er vist i figur 1
for testene.
EKSEMPEL II
For å illustrere effektiviteten av foreliggende oppfinnelse ved etablering av fluidtaps-kontroll i formasjoner med høy permeabilitet ble følgende tester utført ved anvendelse av høytrykks-fluidtapstestceller som beskrevet ovenfor. For sammenligningsformål ble det fremstilt et viskositetsmodifisert fluid i form av 6,0 kg pr. 1000 liter xantangummi og dette ble testet i 5,10 og 50 darcy kjerner. Ingen filterkake ble fremstilt i noen kjernetest. En prøve av gelen fremstilt som beskrevet i eksempel I ble underkastet ytterligere skjærbelastning ekvivalent ca. 65000 sekund" 1 og en mengde ble blandet med en 2 % KCl-oppløsning for å tilveiebringe 25 vekt-% og en andre prøve ble fremstilt med en mengde på 6,0 kg pr. 1000 xantangummigel også innbefattende 25 vekt-%
gelpartikler. Prøven ble deretter delt og testet på kjerner på 5,10 og 50 darcy. Spruttap og fluidtapskoeffisient (Cw) er angitt i tabell 1 nedenfor. En andre gelprøve ble underkastet ytterligere skjærbelastning ekvivalent med ca. 210000 sekund" 1 og prøver ble fremstilt i 2 % KCl-oppløsning og xantangummigel og testet. Resultatene av disse testene er også angitt nedenfor.
Claims (16)
1.
Fremgangsmåte for å kontrollere fluidtap i gjennomtrengelige formasjoner penetrert av en brønnboring, karakterisert ved at den innbefatter: blanding av et vandig fluid med en effektiv mengde av en polysakkairdpolymer for å viskositetsmodifisere nevnte fluid og en effektiv mengde av et tverrbindende middel for nevnte polysakkarid for å skape en tverrbundet gelstruktur i fluidet; skjærbehandling av den nevnte tverrbundede gelen, slik at gelen forårsakes å brytes i partikler som har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse i området på fra 2,00 til 0,177 mm (10 til 80 mesh) med minst 50 % som har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse under ca. 0,841 mm (20 mesh); oppslemming av gelpartiklene med et vandig fluid, hvorved det fremstilles en suspensjon av partiklene; innføring av nevnte suspensjon i brønnboringen og i kontakt med en overflate av den gjennomtrengelige formasjonen; og fremstilling av en filterkake bestående av nevnte partikler av tverrbundet gel på overflaten av den gjennomtrengelige formasjonen, hvorved fluidtap til formasjonen gjennom filterkaken reduseres.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at polysakkaridet innbefatter minst en bestanddel valgt fra gruppen bestående av guar, guarderivater og cellulosederivater.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at tverrbindingsmidlet innbefatter minst en bestanddel valgt fra gruppen bestående av borater, titan IV-ioner, zirkonium IV-ioner, aluminium m-ioner og antimon V-ioner.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den tverrbundede gelen skjærbelastes ved passasje gjennom en perforert plate, sikt eller form ved en hastighet og et trykk som forårsaker dannelse av nevnte partikler.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved atopp-slemmingen av partikler blandes med en ytterligere mengde av et fast partikkelformig stoff, hvorved nevnte ytterligere faste partikkelformige stoff virker på gelpartiklene for å redusere fluidtap til formasjonen.
6.
Fremgangsmåte for å kontrollere fluidtap i en gjennomtrengelig formasjon fra en brønn-boring som penetrerer formasjonen, karakterisert ved at den innbefatter: blanding av et vandig fluid inneholdende minst en spormengde av minst et to-verdig kation med et polymerderivat innbefattende et reaksjonsprodukt fremstilt ved omsetningen av en hydroksyalkylcellulose, som har en molar substitusjon på fra 1,5 til 3, hvor nevnte alkyl velges fra gruppen av etyl og propyl, og en vinylfosfonsyre eller salt derav i nærvær av et redoks-system ved en temperatur i området på fra 20 til 60°C, hvor nevnte polymer er tilstede i en mengde som er tilstrekkelig til å viskositetsmodifisere nevnte vandige fluid og en tverrbindende aktivator innbefattende en Lewis-base eller en Bronsted-Lowry-base tilstede i en tilstrekkelig mengde til å initiere tverrbinding av minst en del av nevnte polymerderivat i det vandige fluidet for å fremstille en tverrbundet gel; skjærpåvirkning av nevnte tverrbundede gel, slik at gelen bringes til å brytes til partikler som har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse i området på fra 2,00 til 0,177 mm (10 til 80 mesh) med minst 50 % som har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse under 0,841 mm (20 mesh);
oppslemming av nevnte gelpartikler med et vandig fluid, hvorved en suspensjon av partiklene fremstilles;
innføring av nevnte suspensjon i brønnboringen og i kontakt med den gjennomtrengelige formasjonen, og produksjon av en filterkake omfattende nevnte gelpartikler på minst en del av den gjennomtrengelige formasjonen, hvorved fluidtap til den gjennomtrengelige formasjonen kontrolleres.
7.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at den tverrbindende aktivatoren innbefatter minst en bestanddel valgt fra gruppen bestående av magnesiumoksyd, mono-, di- eller trialkanolaminer, kalsiumoksyd, natriumhydroksyd, kaliumhydroksyd, ammoniakk, kokosaminer, pentaminer, alkyldietanol-aminer, en blanding av borsyre og boratsalter og dietylamin.
8.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at det vandige fluidet blandet med polymerderivatet innbefatter en saltvannsoppløsning.
9.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at den tverrbundede gelen skjærbelastes ved passasje gjennom en perforert plate eller sikt ved en tilstrekkelig hastighet og et tilstrekkelig trykk til å forårsake dannelse av nevnte partikler.
10.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at basisen er magnesiumoksyd.
11.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at omsetningen for å fremstille nevnte polymerderivat videre er definert som bevirket i et reaksjonsmedium innebefattende minst et element valgt fra gruppen av tetrametyl-ammonium, klorid, polyetylenglykol og polypropylenglykol.
12.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at redoks-systemet innbefatter et peroksyd og et metallion-reduksjonsmiddel.
13.
Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at metallion-reduksjonsmidlet innbefatter en kilde for jern(II)-ioner.
14.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at gelpartiklene har en gjennomsnittlig lengde på fra 0,1 til 10 mm.
15.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at oppslemming av gelpartikler blandes med en ytterligere mengde av et fast partikkelformig stoff hvorved nevnte ytterligere faste partikler virker med nevnte gelpartikler til å redusere fluidtap til formasjonen.
16.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at nevnte basis er magnesiumoksyd og nevnte basis blandes med det vandige fluidet i en mengde som er større enn den som er krevet for tverrbindende aktivering og slik over-skuddbasis innbefatter faste partikler som fungerer med gelpartiklene for å redusere fluidtap til formasjonen.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/685,315 US5680900A (en) | 1996-07-23 | 1996-07-23 | Method for enhancing fluid loss control in subterranean formation |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO973374D0 NO973374D0 (no) | 1997-07-22 |
NO973374L NO973374L (no) | 1998-01-26 |
NO322743B1 true NO322743B1 (no) | 2006-12-04 |
Family
ID=24751656
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19973374A NO322743B1 (no) | 1996-07-23 | 1997-07-22 | Fremgangsmate for a forbedre fluidtapskontroll i underjordisk formasjon |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5680900A (no) |
EP (1) | EP0821047B1 (no) |
CA (1) | CA2211319C (no) |
DE (1) | DE69704993T2 (no) |
DK (1) | DK0821047T3 (no) |
NO (1) | NO322743B1 (no) |
Families Citing this family (83)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2716928B1 (fr) * | 1994-03-03 | 1996-05-03 | Inst Francais Du Petrole | Procédé et fluide à base d'eau utilisant des dérivés cellulosiques modifiées hydrophobiquement comme réducteur de filtrat. |
US5996694A (en) * | 1997-11-20 | 1999-12-07 | Halliburton Energy Service, Inc. | Methods and compositions for preventing high density well completion fluid loss |
EP1064339A4 (en) * | 1998-03-17 | 2007-09-26 | Conocophillips Co | COMPOSITIONS AND METHODS FOR APPLICATIONS RELATING TO PETROLEUM FIELDS |
US6581701B2 (en) | 1999-05-14 | 2003-06-24 | Broadleaf Industries Inc. | Methods for reducing lost circulation in wellbores |
US6207620B1 (en) | 1999-06-04 | 2001-03-27 | Texaco Inc. | Use of encapsulated acid in acid fracturing treatments |
EP1292759B1 (en) * | 1999-12-29 | 2004-09-22 | TR Oil Services Limited | Process for altering the relative permeability of a hydrocarbon-bearing formation |
WO2001074967A1 (en) * | 2000-04-04 | 2001-10-11 | Heying Theodore L | Methods for reducing lost circulation in wellbores |
US6605570B2 (en) | 2001-03-01 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
US6561273B2 (en) * | 2001-06-19 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil based compositions and method for temporarily sealing subterranean zones |
US6814145B2 (en) | 2001-08-02 | 2004-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone |
US6818598B2 (en) * | 2001-08-02 | 2004-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone |
US6691805B2 (en) * | 2001-08-27 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically conductive oil-based mud |
US7098172B1 (en) * | 2002-06-05 | 2006-08-29 | M-I L.L.C. | Prevention and treatment of lost circulation with crosslinked polymer material |
US7265079B2 (en) * | 2002-10-28 | 2007-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Self-destructing filter cake |
US6964302B2 (en) | 2002-12-10 | 2005-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing cement composition |
US7048053B2 (en) | 2002-12-10 | 2006-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite compositions having enhanced compressive strength |
US7140440B2 (en) | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss additives for cement slurries |
US7150321B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing settable spotting fluids |
US7544640B2 (en) | 2002-12-10 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing treating fluid |
US7140439B2 (en) | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing remedial compositions |
US7147067B2 (en) | 2002-12-10 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing drilling fluids |
US6739806B1 (en) * | 2003-06-13 | 2004-05-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in subterranean formations |
US7073585B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in surface and subterranean applications |
US7021380B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising set retarder compositions and associated methods |
US7055603B2 (en) | 2003-09-24 | 2006-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising strength-enhancing lost circulation materials and methods of cementing in subterranean formations |
US20050080176A1 (en) * | 2003-10-08 | 2005-04-14 | Robb Ian D. | Crosslinked polymer gels for filter cake formation |
US7448450B2 (en) | 2003-12-04 | 2008-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling and cementing with fluids containing zeolite |
US6840319B1 (en) | 2004-01-21 | 2005-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, compositions and biodegradable fluid loss control additives for cementing subterranean zones |
GB2412391A (en) * | 2004-03-27 | 2005-09-28 | Cleansorb Ltd | Process for disruption of filter cakes |
US7246665B2 (en) | 2004-05-03 | 2007-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions in a subterranean formation |
US7297664B2 (en) | 2004-07-28 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement-free zeolite and fly ash settable fluids and methods therefor |
CA2481735A1 (en) | 2004-09-15 | 2006-03-15 | Alberta Science And Research Authority | Method for controlling water influx into cold production wells using sandy gels |
GB2422839B (en) * | 2005-01-11 | 2009-06-24 | Schlumberger Holdings | Degradable polymers for wellbore fluids and processes |
CN101213268B (zh) * | 2005-06-30 | 2014-11-05 | M-I有限公司 | 防滤失丸剂 |
US20070089909A1 (en) * | 2005-10-07 | 2007-04-26 | M-I Llc | Mechanically modified filter cake |
US20070105995A1 (en) * | 2005-11-04 | 2007-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for foamed cement compositions and associated methods |
US7296626B2 (en) | 2005-11-08 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquid additive for reducing water-soluble chromate |
US7926591B2 (en) | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
US20080217011A1 (en) * | 2007-03-06 | 2008-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating a subterranean formation with a treatment fluid containing a gelling agent and subsequently breaking the gel with an oxidizer |
BRPI0813557A2 (pt) * | 2007-07-10 | 2014-12-23 | Mi Llc | Métodos e composições para a prevenção de perda de fluido de completação em poço de alta densidade |
US20090105097A1 (en) * | 2007-10-22 | 2009-04-23 | Carlos Abad | Degradable Friction Reducer |
JP5101324B2 (ja) * | 2008-02-07 | 2012-12-19 | 日立建機株式会社 | 建設機械のNOx低減装置の配設構造 |
US8003578B2 (en) | 2008-02-13 | 2011-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating a well and a subterranean formation with alkali nitrate brine |
US20090247430A1 (en) * | 2008-03-28 | 2009-10-01 | Diankui Fu | Elongated particle breakers in low pH fracturing fluids |
US7814980B2 (en) * | 2008-04-10 | 2010-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Micro-crosslinked gels and associated methods |
US8006760B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
WO2010001323A1 (en) * | 2008-07-01 | 2010-01-07 | Schlumberger Canada Limited | System, method, and apparatus for injection well clean-up operations |
US20100004146A1 (en) * | 2008-07-02 | 2010-01-07 | Panga Mohan K R | Leak-Off Control Agent |
US7897545B2 (en) * | 2008-08-08 | 2011-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss compositions and methods of use for subterranean operations |
US8016040B2 (en) * | 2008-11-26 | 2011-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control |
US8141637B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Manipulation of flow underground |
US8207096B2 (en) * | 2009-12-30 | 2012-06-26 | Halliburton Energy Services Inc. | Compressible packer fluids and methods of making and using same |
US20110168449A1 (en) | 2010-01-11 | 2011-07-14 | Dusterhoft Ronald G | Methods for drilling, reaming and consolidating a subterranean formation |
US8590621B2 (en) * | 2010-04-06 | 2013-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low damage seawater based frac pack fluid |
US8148303B2 (en) | 2010-06-30 | 2012-04-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant additives used to retain producibility while drilling |
US8592350B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surfactant additives used to retain producibility while drilling |
US8459353B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8448706B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8714248B2 (en) | 2010-08-25 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing |
US9234415B2 (en) | 2010-08-25 | 2016-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8453741B2 (en) | 2010-09-23 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tethered polymers used to enhance the stability of microemulsion fluids |
US9464222B2 (en) * | 2011-03-09 | 2016-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Well fluid and method of servicing a well |
US20120279707A1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thermally-Activated, High-Temperature Cement Suspending Agent |
US20130025860A1 (en) * | 2011-07-26 | 2013-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composite Particulates and Methods Thereof for High Permeability Formations |
US9222348B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring the formation and transport of an acidizing fluid using opticoanalytical devices |
US9395306B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation during acidizing operations using opticoanalytical devices |
US9222892B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring the quality of a fluid |
US9182355B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring a flow path |
US9206386B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for analyzing microbiological substances |
US9297254B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation using opticoanalytical devices |
US9464512B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for fluid monitoring in a subterranean formation using one or more integrated computational elements |
US9441149B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring the formation and transport of a treatment fluid using opticoanalytical devices |
US9261461B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring oil/gas separation processes |
US8960294B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation during fracturing operations using opticoanalytical devices |
US8997860B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring the formation and transport of a fracturing fluid using opticoanalytical devices |
US8720556B2 (en) | 2011-11-30 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for initiating new fractures in a completed wellbore having existing fractures present |
US20130233546A1 (en) * | 2012-03-07 | 2013-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable Fluid Sealing Compositions Having an Adjustable Degradation Rate and Methods for Use Thereof |
US8881813B2 (en) | 2012-03-26 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming high-porosity fractures in weakly consolidated or unconsolidated formations |
US9816025B2 (en) | 2012-07-09 | 2017-11-14 | Tucc Technology, Llc | Methods and compositions for the controlled crosslinking and viscosifying of well servicing fluids utilizing mixed borate hydrocarbon-based suspensions |
AU2014377725B2 (en) | 2014-01-14 | 2017-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing fluid loss control using additives |
US9783727B2 (en) | 2015-10-22 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control package for use in subterranean formation operations |
US10196158B2 (en) * | 2016-04-29 | 2019-02-05 | The Boeing Company | Portable programmable machine |
CN106398661B (zh) * | 2016-08-31 | 2018-10-19 | 成都西油华巍科技有限公司 | 一种钻井液用抗高温降失水剂及其制备方法 |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3208524A (en) * | 1960-09-26 | 1965-09-28 | Exxon Production Research Co | Process for controlling lost circulation |
US3252904A (en) * | 1962-07-09 | 1966-05-24 | Dow Chemical Co | Acidizing and hydraulic fracturing of wells |
US3704360A (en) * | 1970-04-15 | 1972-11-28 | Bruce R Mcfadden | Card reader |
US3818998A (en) * | 1972-06-27 | 1974-06-25 | Phillips Petroleum Co | Method of reducing lost circulation during well drilling |
US4679628A (en) * | 1981-06-30 | 1987-07-14 | Marathon Oil Company | Dilution apparatus and method |
US4544032A (en) * | 1984-04-02 | 1985-10-01 | Baker Oil Tools, Inc. | Method and apparatus for production of perfect well treatment fluid solutions |
US5067565A (en) * | 1989-03-10 | 1991-11-26 | Halliburton Company | Crosslinkable cellulose derivatives |
US5052486A (en) * | 1989-09-08 | 1991-10-01 | Smith Energy Services | Method and apparatus for rapid and continuous hydration of polymer-based fracturing fluids |
US5304620A (en) * | 1992-12-21 | 1994-04-19 | Halliburton Company | Method of crosslinking cellulose and guar derivatives for treating subterranean formations |
US5439057A (en) * | 1994-04-29 | 1995-08-08 | Halliburton Company | Method for controlling fluid loss in high permeability formations |
US5465792A (en) * | 1994-07-20 | 1995-11-14 | Bj Services Company | Method of controlling production of excess water in oil and gas wells |
US5501274A (en) * | 1995-03-29 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
-
1996
- 1996-07-23 US US08/685,315 patent/US5680900A/en not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-07-22 CA CA002211319A patent/CA2211319C/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-07-22 NO NO19973374A patent/NO322743B1/no unknown
- 1997-07-23 DK DK97305538T patent/DK0821047T3/da active
- 1997-07-23 DE DE69704993T patent/DE69704993T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1997-07-23 EP EP97305538A patent/EP0821047B1/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DK0821047T3 (da) | 2001-08-06 |
DE69704993T2 (de) | 2001-09-13 |
EP0821047B1 (en) | 2001-05-30 |
CA2211319C (en) | 2003-12-30 |
US5680900A (en) | 1997-10-28 |
DE69704993D1 (de) | 2001-07-05 |
NO973374D0 (no) | 1997-07-22 |
EP0821047A2 (en) | 1998-01-28 |
EP0821047A3 (en) | 1999-02-10 |
CA2211319A1 (en) | 1998-01-23 |
NO973374L (no) | 1998-01-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO322743B1 (no) | Fremgangsmate for a forbedre fluidtapskontroll i underjordisk formasjon | |
CA2148061C (en) | Method for controlling fluid loss in high permeability formations | |
US5304620A (en) | Method of crosslinking cellulose and guar derivatives for treating subterranean formations | |
US20080217011A1 (en) | Methods for treating a subterranean formation with a treatment fluid containing a gelling agent and subsequently breaking the gel with an oxidizer | |
US4282928A (en) | Method for controlling permeability of subterranean formations | |
CA2643835C (en) | Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof | |
US7001872B2 (en) | Subterranean formation treating fluid and methods of fracturing subterranean formations | |
US5981447A (en) | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations | |
US4182417A (en) | Method for controlling permeability of subterranean formations | |
US5706895A (en) | Polymer enhanced foam workover, completion, and kill fluids | |
EP2528985B1 (en) | Nanofibrillar cellulose for oilfield applications | |
US4621692A (en) | Water soluble perforation pack | |
US3841402A (en) | Fracturing with radiation-induced polymers | |
MXPA02005738A (es) | Concentrados de fluido de tratamiento de formacion subterranea, fluidos y metodos de tratamiento. | |
US20030166471A1 (en) | Non-damaging fluid-loss pill and method of using the same | |
US4964466A (en) | Hydraulic fracturing with chlorine dioxide cleanup | |
US20050137094A1 (en) | Subterranean formation treatment fluids and methods of using such fluids | |
EA013930B1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
US20050080176A1 (en) | Crosslinked polymer gels for filter cake formation | |
AU778085B2 (en) | Solids-free viscous fluids | |
CA2806349A1 (en) | Methods of using cellulose in various oilfield applications | |
EP0835296B1 (en) | Drilling compositions and methods | |
GB2104575A (en) | Non-damaging heavy aqueous well treating fluids |