NO327824B1 - Fremgangsmate for kontrollert plassering av oljefeltkjemikalier i bronnhull - Google Patents
Fremgangsmate for kontrollert plassering av oljefeltkjemikalier i bronnhull Download PDFInfo
- Publication number
- NO327824B1 NO327824B1 NO20050733A NO20050733A NO327824B1 NO 327824 B1 NO327824 B1 NO 327824B1 NO 20050733 A NO20050733 A NO 20050733A NO 20050733 A NO20050733 A NO 20050733A NO 327824 B1 NO327824 B1 NO 327824B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pellets
- density
- additive
- pellet
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims description 19
- 239000008188 pellet Substances 0.000 claims abstract description 119
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 84
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 61
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 41
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 23
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 5
- CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L Magnesium sulfate Chemical compound [Mg+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 claims description 3
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 2
- 229910052943 magnesium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000019341 magnesium sulphate Nutrition 0.000 claims description 2
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 7
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 26
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 25
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 18
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 5
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 4
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- -1 heterocyclic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N imidazole Natural products C1=CNC=N1 RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 2
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- VEDTXTNSFWUXGQ-UHFFFAOYSA-N Carbophenothion Chemical class CCOP(=S)(OCC)SCSC1=CC=C(Cl)C=C1 VEDTXTNSFWUXGQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 229940053200 antiepileptics fatty acid derivative Drugs 0.000 description 1
- 238000000889 atomisation Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 238000003618 dip coating Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000007903 gelatin capsule Substances 0.000 description 1
- 238000005469 granulation Methods 0.000 description 1
- 230000003179 granulation Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- GSWAOPJLTADLTN-UHFFFAOYSA-N oxidanimine Chemical compound [O-][NH3+] GSWAOPJLTADLTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002866 paraformaldehyde Polymers 0.000 description 1
- 229940095674 pellet product Drugs 0.000 description 1
- 230000005501 phase interface Effects 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920005646 polycarboxylate Polymers 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 150000003222 pyridines Chemical class 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 125000002943 quinolinyl group Chemical class N1=C(C=CC2=CC=CC=C12)* 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Chemical class 0.000 description 1
- 229920005989 resin Chemical class 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- OTNVGWMVOULBFZ-UHFFFAOYSA-N sodium;hydrochloride Chemical compound [Na].Cl OTNVGWMVOULBFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005563 spheronization Methods 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000004753 textile Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent 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
- C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- 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
- Y10S507/902—Controlled release agent
-
- 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
- Y10S507/906—Solid inorganic additive in defined physical form
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Measuring Or Testing Involving Enzymes Or Micro-Organisms (AREA)
- Micro-Organisms Or Cultivation Processes Thereof (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
Det er beskrevet en fremgangsmåte for å innføre additiver i en olje-, gass- eller vann-injeksjonsbrønn eller rørledning i fast form ved et annet sted enn ved bunnen. Fremgangsmåten blir praktisert ved å bruke pellets som har en densitet tilstrekkelig til å suspendere pelleten ved en øvre fase, en bunnfase eller ved grenseflaten mellom to fluidfaser i et borehull. Pelletsene er preparert fra en pelletgrunnmasse, slik som en etoksylert voks, og et vektmiddel så vel som et additiv. Ved å variere mengden med vektmiddel kan densiteten til pelleten varieres for å suspendere den ved et ønsket punkt over en tid som er tilstrekkelig til å levere additivet til det ønskede punkt i brønnen.
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
Teknisk område
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for behandling av olje-, gass- og vanninjeksjonsbrønner med kjemikalier for eksempel for å redusere korrosjon, avleiringer, asfaltener og andre uønskede tilstander, og en sammensetning for å praktisere fremgangsmåten. Oppfinnelsen angår spesielt en fremgangsmåte for kontrollert plassering av slike kjemikalier, kontrollert frigjøring av disse kjemikaliene og en sammensetning som er nyttig for praktisering av fremgangsmåten.
Teknisk bakgrunn
Fluider produsert fra oljebrønner som trenger inn i en oljeførende formasjon, innbefatter primært råolje og vann og blir her referert til som formasjonsfluider. Et formasjons-fluid kan også inneholde naturgass som kan være eller ikke være ønsket, og kan være hovedproduktet i en gitt brønn slik at brønnen i tilfellet kalles en gassbrønn. Et formasjons-fluid kan også inneholde CO2 og vil ofte inneholde olje- og vannuløselige forbindelser slik som leire, silisiumoksid, voks og asfaltener som finnes som kolloidale suspensjoner. I tillegg til de allerede nevnte komponentene kan formasjonsfluider også innbefatte uorganiske komponenter som kan helles ut for å danne mineralavleiringer. Disse materialene kan være uønsket ved leting etter og produksjon av olje og gass.
Det er velkjent på området, olje- og gassproduksjon, å eliminere eller lette de virkninger som disse uønskede materialene har. Under olje- og gassproduksjon i produksjons-brønner, boring av nye brønner eller overhaling av eksiste-rende brønner, blir mange kjemikalier, her referert til som "additiver" som innbefatter avleiringsinhibitorer, parafin-inhibitorer, korrosjonsinhibitorer og lignende, ofte injisert fra en overflatekilde inn i brønnene for å behandle de formasjonsfluidene som strømmer gjennom slike brønner for å hindre eller regulere utfellingen av mineralavleiringer, parafiner, og for å beskytte brønnen mot korrosjon. Disse additivene kan injiseres kontinuerlig eller satsvis gjennom en ledning eller et rør som løper fra overflaten til en kjent dybde i formasjonen, typisk oppstrøms for problemposisjonen. I tillegg kan et additiv injiseres inn i en nærliggende brønnhullsformasjon via en teknikk som vanligvis kalles "trykkbehandling, hvorfra additivet kan frigjøres langsomt inn i formasjonsfluidet. Noen ganger blir additiver innført i forbindelse med elektrisk neddykkbare pumper, som f.eks. vist i US-patent nr. 4,582,131, eller gjennom en hjelpeledning tilknyttet en kabel som brukes med den elektrisk neddykkbare pumpen, slik som vist i US-patent nr. 5,528,824. I tillegg, i brønner uten en pakning i avslutningen, kan additiver tilføres via pumpe eller vogn inn i ringrommet mellom produksjonsrørledningen og foringsrøret med en fluidspyling som driver additivet inn i formasjonsfluidene.
I en annen kjent fremgangsmåte kan likvider av ulik densitet injisert inn i et borehull, som beskrevet i US-patent nr. 5,366,016, slik at hver likvid forblir på forskjellige nivåer inne i borehullet.
I de fleste av disse operasjonene er additivene i form av vandige mikroemulsjoner eller tilsetningsstoffer selv om organiske løsninger også er kjent. Bruken av væskeadditiver er ikke uten problemer. I kaldt vær kan additivene fryse eller danne geler under transport eller bruk. Å levere en varmekilde, spesielt for fjerntliggende brønnsteder, kan være et problem. Levering av additiver i form av emulsjoner og løsninger kan også bli kostbart. Løsninger og emulsjoner er på grunn av sin beskaffenhet sammensatt av for det meste inaktive materialer: vann og/eller løsemidler. Det vil være ønskelig på det området som angår behandling av oljebrønner, å levere additiver i en form som er økonomisk å transportere og håndtere og som ikke krever samtidig transport av inaktive komponenter.
Selv om bruk av faststoffadditiver vil synes å være et godt middel for å unngå de problemene som er tilknyttet additivløsninger og emulsjoner, er denne heller ikke uten problemer. Et slikt problem er oppmåling av faststoffer. Oppmåling av faststoffer i en oljebrønn kan være både kostbar og utsatt for blokkeringer og andre tilstander som krever vedlikehold. En løsning på dette problemet er beskrevet i US-patent nr. 6,326,335 Bl til Kowlaski m.fl. I dette er det beskrevet å preparere et mikroinnkapslet additiv hvor additivet er innbefattet i en gelatinkapsel, veid med en tung metallforbindelse. I Kowlaski blir kapslene preparert for å ha en densitet slik at de synker til bunnen av brønnen.
Tilsvarende beskriver US-patent nr. 3,756,949, som kan sees på som det nærmeste motholdet, et kompositt i fast form som har en densitet for å synke ned til bunnen av brønnen, der komposittet deretter løser seg opp.
Det vil være ønskelig i forbindelse med behandling av olje- og gassbrønner med additiver, å bruke faststoffadditiver som vil frigjøres langsomt over tid. Det vil være spesielt ønskelig å behandle olje- og gassbrønner med faststoffadditiver som ikke vil kreve tunge metaller som vekttilsetningsmidler. Det vil også være spesielt ønskelig i forbindelse med behandling av olje- og gassbrønner med additiver å lokalisere additivene ved det punkt i brønnen som krever den behandlingen som additivene blir brukt til.
Oppsummering av oppfinnelsen
Ifølge et aspekt av foreliggende oppfinnelse er det skaffet tilveie en fremgangsmåte for behandling av en olje-eller gassbrønn som har en fluidsøyle i brønnhullet, som nedfelt i krav 1.
I utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse har pelletsene minst to lag, et første lag som omgir det andre laget, minst ett additiv, og et vektmiddel hvor densiteten til det første laget er forskjellig fra densiteten til det
andre laget.
Kort beskrivelse av tegningene
For å få en detaljert forståelse og bedre kunne sette pris på foreliggende oppfinnelse, skal det vises til den følgende detaljerte beskrivelse av oppfinnelsen og de foretrukne utførelsesformer, angitt i forbindelse med de vedføyde tegningene, hvor:
Fig. 1 er en skjematisk illustrasjon av en oljebrønn,
Fig. 2 er en forstørrelse av et snitt gjennom oljebrønnen
som viser en fluidsøyle,
Fig. 3 og 4 er grafiske representasjoner av data fra eksempel
1, og
Fig. 5-10 er grafiske representasjoner av data fra feltforsøk
med utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse.
Detaljert beskrivelse av den foretrukne utførelsesformen
Ifølge en utførelsesform er foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for behandling av en oljebrønn som har en fluidsøyle i brønnhullet. På fig. 1 er en slik oljebrønn illustrert. Under produksjon av olje og gass strømmer forma-sjonsfluid fra en olje- og gassførende formasjon 102 gjennom perforeringer 103 inn i brønnhullet 104. Brønnhullet 104 er foret med minst ett rør og ofte en rekke rør, på området kalt foringsrør, det ytre røret 105 og produksjonsrørledningen, det indre røret 106. Bunnen av en brønn 110 er vanligvis fylt med grus. Oljen og gassen blir samlet inn ved å bruke et rør som kalles et produksjonsrør 106 som løper til en pumpe 107 og så gjennom et brønnhode 108 inn i et lagrings- eller transportanlegg 109. Pumpen 107 kan enten befinne seg ved overflaten, i hvilket tilfelle den ofte er en stavpumpe, eller nær brønnen av bunnen, i hvilket tilfelle den ofte er en elektrisk neddykkbar pumpe. I noen få sjeldne tilfeller for oljebrønner og i visse gassbrønner, kan formasjonsfluidene flyte fritt og ingen pumpe er nødvendig.
På fig. 2 er det illustrert en fluidsøyle i brønnhullet.
Søylen består av to faser, en tung fase 202 og en lett fase 201. Den tunge fasen vil typisk ha et høyere vanninnhold, mens den letteste fasen typisk vil bestå hovedsakelig av hydrokarboner. Grenseflaten mellom de to fluidene er like over perforeringene 103 i brønnhullet for det foringsrøret som er vist, selv om grenseflaten kan være betydelig høyere. Fluidsøylen kan ha mer enn bare to faser og kan variere i densitet avhengig av tilstandene i brønnen.
Det kan være ønskelig å plassere additiver inn i et brønnhull ved forskjellige tilstander. F.eks. kan det være ønskelig å plassere additiver i fluidet i den letteste hydro-karbondelen av fluidsøylen. Det kan også være ønskelig å plassere additivene i den tyngste fasen av fluidsøylen, men over bunnen av brønnen. Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse, plasserer imidlertid additivene inn i fluidsøylen på grensesnittet til fluidfasene. Likevel er det vurdert i arrangementer som ikke faller inn under rekkevidden av kravene at pelletsene kunne bli brukt til å innføre additiver, hvor som helst innenfor diskrete faser som har forskjellige viskositeter inne i fluidsøylen i brønnhullet i en olje- og gassbrønn.
I en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse blir f.eks. en pellet som innbefatter en korrosjonsinhibitor brukt til å behandle en olje- og gassbrønn for å beskytte forings-røret og produksjonsrørledningen fra korrosjon. Selv om korrosjon kan inntreffe der hvor foringsrøret er i kontakt med et lett fasefluid som primært består av hydrokarboner, vil korrosjon vanligvis inntreffe hurtigere der hvor forings-røret er i kontakt med en tyngre fase som har et høyere vanninnhold. I et slikt tilfelle kan det være ønskelig å preparere pellets som har en densitet større enn densiteten til den letteste fasen, men mindre enn densiteten til den tyngste fasen. En slik pellet vil, når den er innført i fluidsøylen, ha en tendens til å forbli ved grenseflaten mellom de to fasene og kan derved frigjøre sine additiver i både de letteste og tyngste fasene til fluidsøylen. Dette vil være spesielt nyttig i anvendelser hvor de to fasene er forholdsvis statiske slik som en brønn med lav produksjon eller en som er avstengt for vedlikehold.
Valget av hvor et additiv skal plasseres, vil variere fra brønn til brønn. De parametrene som kan påvirke en beslutning med hensyn til hvor pelletsene skal plasseres i forbindelse med foreliggende oppfinnelse, innbefatter, men er ikke begrenset til: produksjonshastigheter, fluidsøylens høyde, posisjonen til grenseflaten mellom fluidfasene, posisjonen til innløpet for produksjonsrørledningen i forhold til fluidfase-grenseflåtene og lignende. Densitetene til fasene i fluidsøylen vil fortrinnsvis være kjent eller kan bestemmes ved å bruke konvensjonelle test- og modellerings-metoder som er velkjente for vanlig fagkyndige på området, slik at produksjon av olje og gass blir brukbar.
Når densiteten til fluidfasene i brønnhullet er kjent, og når det er tatt en beslutning med hensyn til hvor pelleten skal plasseres, så kan en passende densitet for pelleten velges. For å plassere pelleten i en fase, bør pelleten ha den samme densiteten som fasen. For å plassere pelleten mellom faser, bør densiteten til pelleten være nærmest mulig gjennomsnittsdensiteten til de to fasene. Pelleten blir så preparert ved å blande inn minst ett additiv, pelletmatriksen og tilstrekkelig vektmateriale til å frembringe en pellet som har den ønskede densiteten. Ved praktisering av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse har de pellets som kan benyttes i forbindelse med fremgangsmåten, en densitet på fra omkring 0,6 til omkring 1,3, og har fortrinnsvis en densitet fra omkring 0,8 til omkring 1,2, og har helst en densitet fra omkring 0,9 til omkring 1,1.
Ifølge fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse blir en pellet brukt til å innføre kjemikalier, fortrinnsvis additiver, ved et valgt punkt i en fluidsøyle i en gass- og oljebrønn. Additivet blir levert til den valgte posisjonen ved å justere densiteten til en pellet som inneholder additivet, ved å bruke et vektmiddel. Vektmiddelet kan være et hvilket som helst materiale som har en densitet forskjellig fra densiteten til det aktive additivet og som kan være oppløst i en pellet som er nyttig i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse. Et vektmiddel kan øke eller minske den effektive densiteten til pelleten. Vektmiddelet er fortrinnsvis valgt fra den gruppe som består av uorganiske salter som er måtelig oppløselige i formasjonsfluider, slik som kalsiumsulfat, magnesiumsulfat, kalsiumkarbonat, titanoksid, aluminiumoksid, kaliumklorid, natriumklorid og blandinger av disse.
Additivene blir innført i olje- og gassbrønner ved bruk av pellets. Pelletsene har en pelletgrunnmasse eller pelletmatriks og spredt i grunnmassen er vektmiddelet og additivet, fortrinnsvis bestående som bitte små, men diskrete inklusjoner i pelleten. De pellets som er nyttige i forbindelse med fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse, kan være laget ved en hvilken som helst kjent prosess for vanlig fagkyndige på området, som kan være nyttig. Ifølge en utførelsesform blir pelletsene f.eks. preparert i en pelletmølle ved å presse et tilsetningsadditiv, et vektmiddel og en pelletgrunnmasse gjennom en dyse under trykk etter kjente prosesser som benytter kjente maskiner. Pelletsene har fortrinnsvis en hovedtverrsnittsdimensjon som er større enn 0,05 mm, men mindre enn 1 mm. Pelletsene kan være skåret i spesielle ønskede lengder som er ekstrudert, men kan også tillates å brytes opp tilfeldig for å tilveiebringe et pelletisert produkt med gjennomsnittslengde mellom 0,2 mm og 0,5 mm.
I en annen utførelsesform er de pellets som kan benyttes i forbindelse med foreliggende oppfinnelse, dannet ved å bruke en prillingsprosess. I en prillingsprosess blir tilsetningen av vektmiddel, additiv og pelletgrunnmasse sprutet inn i en nedkjølt sylinder og tillatt å koalesere og danne en pellet i fritt fall. Andre middel for å preparere pelletsene som kan benyttes i forbindelse med foreliggende oppfinnelse, innbefatter krystallisering, utfelling, dykk-belegning, virvelsengbelegning, virvelsengagglomerering, rotasjonsforstøvning, ekstrudering, sfæriodisering eller sfæronisering ("spheronization"), trommelgranulering og høyskjæragglomerering, men en hvilken som helst metode som er i stand til å frembringe pelletsene som kan benyttes i forbindelse med fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse, kan benyttes.
Additiver som kan benyttes i forbindelse med fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse, omfatter de som brukes til å hindre eller lette formasjonsavleiring, parafiner, asfaltener og emulsjoner. Andre additiver som er nyttige for å hindre eller lette forekomsten av korrosjon, bakterievekst og skumdannelse kan også brukes i forbindelse med fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse. Når bakterievekst er et problem, kan f.eks. additivet være et bakteriedrepende middel valgt fra den gruppe som består av formaldehyd, paraformaldehyd, glutaraldehyd, ammoniumoksid, kvartærammoniumforbindelser, natriumhydrokloritt, fenoler og blandinger av disse. Ethvert bakteriedrepende stoff som er kjent for vanlige fagkyndige på området, kan benyttes i forbindelse med fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse.
Når de additivene som brukes i forbindelse med fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse er korrosjonsinhibitorer, er de fortrinnsvis valgt fra den gruppe som består av karboksylsyrer og derivativer slik som alifatiske fettsyrederivativer, imidazoliner og derivativer, innbefattende amider, kvartærammoniumsalter, harpiks-derivativer, aminer, pyridinforbindelser, trition-forbindelser, heterosykliske svovelforbindelser, kinolin-forbindelser eller -salter, -kvartærer ("quats"), eller polymerer av et hvilket som helst av disse, samt blandinger av disse. Egnede inhibitorer innbefatter f.eks. primære, sekundære og tertiære monoaminer, diaminer; amider; poly-etoksylerte aminer, diaminer eller amider; salter av slike materialer; og amfoteriske forbindelser. Ytterligere andre eksempler innbefatter imidazoliner med både rette og avgrenede alkylkjeder, fosfatestere og svovelholdige forbindelser.
Et annet additiv som er nyttig i forbindelse med foreliggende oppfinnelse, er en parafininhibitor. Sprede-midler som virker som oppløsningsmidler for parafin, f.eks. ikke-joniske og anioniske overflatefuktende midler kan også brukes i forbindelse med foreliggende oppfinnelse, Parafin-inhibitorer kan også være langkjedede polymerer og/eller overflateaktive materialer. Enhver parafininhibitor som er kjent å være nyttig for vanlige fagkyndige på området, kan brukes i forbindelse med foreliggende oppfinnelse.
Nok et annet additiv som kan brukes i forbindelse med fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse, er en asfalteninhibitor. Egnede asfaltenbehandlingskjemikalier omfatter slike som alkylfenoletoksylater og alifatiske polyetere.
Et annet additiv som kan brukes i forbindelse med foreliggende oppfinnelse, innbefatter avleiringsinhibitorer. Avleiringsinhibitorer som kan brukes i forbindelse med fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse, omfatter fosfatestere, polyakrylater, fosfonater, polyakrylamider og polysulfonerte polykarboksylater.
De pelletsene som er nyttige i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse, blir preparert ved å bruke en pelletgrunnmasse. Pelletgrunnmassen er den kontinuerlige fasen som additivene og vektmiddelet blir dispergert i. En pelletgrunnmasse som er nyttig i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse, virker for langsomt å frigjøre additivet. Pelleten vil fortrinnsvis med tiden avgi tilstrekkelig additiv og/eller vektmiddel til å minske i densitet for å stige til toppen av fluidsøylen. Pelletgrunnmassen er helst en som vil oppløses langsomt i fluidet ved toppen av fluid-søylen for å unngå en oppbygging av pellets i fluidsøylen under lange behandlingsperioder med pellets.
Pelletgrunnmasser som kan benyttes i forbindelse med foreliggende oppfinnelse, er alle som har de kvaliteter som er angitt like ovenfor. Foretrukne pelletgrunnmasser som kan benyttes i forbindelse med foreliggende oppfinnelse, omfatter, men er ikke begrenset til: lineære alkoholer, voks, etoksylater, sukre, ureastoffer, stivelsesstoffer og blandinger av disse. De pelletgrunnmassene som helst brukes for å preparere de pellets som er nyttige i forbindelse med fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse, er etoksylerte vokser.
I tillegg til de allerede beskrevne utførelsesformene innbefatter foreliggende oppfinnelse også visse pellets. I en utførelsesform er f.eks. foreliggende oppfinnelse en pellet som kan benyttes til å levere minst ett additiv til to posisjoner innenfor fluidsøylen i et olje- og gassbrønnhull. I denne utførelsesformen blir en første pellet preparert som har en forholdsvis lav densitet. Pelleten blir så belagt med et annet lag med pelletgrunnmasse, additiv og vektmiddel som har en høyere densitet. I denne utførelsesformen kan pelleten brukes til først å behandle en tettere fase av fluidsøylen, så avgi det ytre laget og behandle en mindre tett fase. Andre utførelsesformer er også mulige, innbefattende en hvor det er to separate additiver, der den første er et relativt tungt additiv som blir hurtig frigjort, og et annet additiv som blir frigjort langsommere, idet pelleten taper densitet etter hvert som det første, tyngste additivet blir frigjort.
I tillegg til de allerede beskrevne utførelsesformene, innbefatter foreliggende oppfinnelse også blandinger av pellets. En pellet kan f.eks. inneholde et korrosjons-hindrende additiv og ha en densitet egnet for å bli levert mellom den lette hydrokarbonbaserte og den tyngste vannbaserte fasen. En annen pellet kan inneholde et skum-dannelsesmiddel for fjerning av vann, som skal leveres til den tyngste vannbaserte fasen. Behandlingen av en olje- eller gassbrønn kan bestå av en blanding av de to pelletsene som leveres samtidig. Et hvilket som helst antall eller kombina-sjoner av forskjellige pellets kan leveres i en anvendelse.
inhibitorene ifølge foreliggende oppfinnelse er fortrinnsvis inhibitorer som frigjøres langsomt. Ved praktisering av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse blir fortrinnsvis frigjøringshastigheten av inhibitorene fra pelletsene regulert ved å variere størrelsen av inklusjonene, eller smådråpene, av additivene i pelletsene eller ved å variere størrelsen av selve pelletsene. I en annen utførelsesform regulerer variasjonen av den kjemiske sammen-setningen til pelletgrunnmassen, frigjøringshastigheten. Selv om man ikke ønsker å bli bundet av noen teori, blir det antatt at frigjøringshastigheten er en funksjon av dråpe-størrelsen og pelletstørrelsen. Jo større dråpen eller pelleten er, jo mindre er overflatearealet i forhold til dråpe- eller pelletvolumet. I to pellets som har samme addi-tivinnhold, vil pelletsene med de største dråpene frigjøre sitt additiv langsommere enn pelletsene med mindre additiver. Ved å styre skjærhastigheten når pelletgrunnmassen og additivene blir blandet sammen, blir fortrinnsvis frigjørings-hastigheten regulert til å være fra omkring en måned til ett år, helst fra omkring to måneder til omkring 10 måneder, og helst fra omkring to måneder til omkring seks måneder.
Frigjøringshastigheten til additiver fra pelletsene som benyttes i forbindelse med foreliggende oppfinnelse, kan variere i henhold til type additiver og pelletgrunnmasser som er valgt for å preparere pelletsene. Pelletsene ifølge foreliggende oppfinnelse vil fortrinnsvis bli brukt til å frigjøre additiver ved en hastighet på fra omkring 5 til omkring 500 deler per million av produksjonsfluid som produseres fra en olje- og gassbrønn hvor verdien er den konsentrasjon som er nødvendig for å oppnå det ønskede resultat og den ønskede ytelse fra det kjemiske additivet. Pelletsene vil frigjøre additivene ved en fast hastighet basert på størrelsen av pelleten eller dråpestørrelsen til additivet i pelleten, slik at doseringen for en gitt brønn kan justeres i henhold til produksjonshastigheten for vedkommende olje- og gassbrønn.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen blir praktisert ved å innføre kjemikalier, fortrinnsvis additiver, til fluidsøylen i en olje- og gassbrønn i form av en pellet. Pelletsene er fortrinnsvis suspendert i en væske og blir pumpet inn i ringrommet mellom brønnforingsrøret og produksjonsrøret. Alternativt kan pelletsene tømmes, vaskes eller på annen måte transporteres inn i ringrommet for å sikre at de blir levert til ringrommet på en slik måte at de kan stige eller synke til den ønskede posisjonen i fluidsøylen i brønnhullet.
Siden formasjonsfluider også føres gjennom rørledninger etter brønnen, kan de samme pelletsene også leveres i et rørledningssystem for å oppnå de samme gunstige resultatene fra kjemiske additiver. Pelletsene kan innføres suspendert i en væske, vaskes inn i eller slippes inn i rørlednings-systernet, eller plasseres i en tilbakeholdingsanordning slik som en kurv eller en tekstilholder.
Selv om foreliggende oppfinnelse er rettet mot olje- og gassbrønner, vil fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kunne brukes i forbindelse med en hvilken som helst type brønn hvor det er en fluidsøyle i brønnen. Selv om kravene angår en olje- eller gassbrønn, er dette gjort for å lette undersøkelsen ved bruk av elektroniske undersøkelses-anordninger og det skal forstås at kravene også angår bruk av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse i forbindelse med en hvilken som helst type brønn som har en fluidsøyle i brønnhullet.
Eksempler
De følgende eksemplene er tilveiebrakt for å illustrere foreliggende oppfinnelse. Eksemplene er ikke ment å begrense omfanget av foreliggende oppfinnelse, og de skal derfor ikke tolkes på denne måten. Størrelser er i vektdeler eller vektprosentandeler med mindre annet er angitt.
Eksempel 1
En pellet som kan benyttes i forbindelse med fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse, blir preparert ved å tilsette en imidazolkorrosjonsinhibitor med høy skjærhastighet {20 vekt% Baker Petrolite CR0111), kalsiumkarbonat og en etoksylert voks med omkring 100 mol etylenoksid-moliteter eller -andeler per mol med voks (70% Baker Petrolite Polywax® 1000). Tilsetningen blir preparert og så pelletisert ved prilling. Pelletsene har en middel-diameter som er mindre enn 1000 mikron. Pelletsene har en gjennomsnittlig densitet på 1,0 spesifikk gravitetsenhet {sgu}.
Standardoverrislingsbeger- og kokekjeltester blir kjørt i fra 1 til 5 døgn for å bestemme om pelletsene hindret korrosjon sammenlignet med standard inhibitorer. Resultatene er presentert på fig. 3.
I den langsiktige testingen blir kjeletestceller preparert identisk, men kuponger ble innsatt ved atskilte tidsintervaller med lineære polariseringsresistansmålinger (LPR) og vekttap målt over 24 timer. En rekke kolber med 100% Isopar M®, 100% saltvann eller 80/20 saltvann/olje er preparert med 0,175 g pellets. Kolbene blir holdt ved 82,2°C (180°F) over en fastsatt testperiode. Ved den gitte tiden blir en enkelt kolbe fjernet og de gjenværende pelletsene blir innfanget ved filtrering og tørket til en konstant vekt. Totalt 84 kolber med pellets blir preparert for en test som skal kjøres over 3 måneder. Frigjøringshastigheten til hver kolbe blir bestemt ved hjelp av massedifferanse. Basert på disse statiske dataene, gir pelletsene en konstant frigjøringshastighet for 1,5 til 2 måneder. Resultatene er presentert på fig. 4.
Strømning gjennom begertesting ved 48,9°C (120°F) ved bruk av 3 liter ble kjørt over 4 døgn for å sammenligne korrosjonshindringsytelse mellom CR0111 i en pellet og konvensjonell CROlll. Strømningshastigheten var slik at hele fluidet ble erstattet ni ganger per døgn. Kjemiske rester ble kjørt for å bekrefte konsentrasjonen av inhibitoren. Basert på de statiske frigjøringshastighetene og den målte inhibi-torresten, bør pelletproduktet under strømningen gjennom begertesten tilveiebringe en konstant inhibitornastignet for mellom 1,1 og 1,6 måneder. Dataene er vist nedenfor i tabell 1.
Eksempler 2-6
Seks oljebrønner blir først behandlet med en konvensjonell væskekorrosjonsinhibitor og så med den innkapslede korrosjonsinhibitoren i henhold til eksempel 1. Den konvensjonelle korrosjonsinhibitorbehandlingen blir utført ved direkte injeksjon nede i brønnen, og nivået til korrosjonsinhibitoren blir målt i produksjonsfluidet over de perioder som er angitt på figurene 5-10.
Brønnene blir så behandlet ved å bruke fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse hvor en innkapslet korrosjonsinhibitor også blir injisert nede i hullet, og nivået til korrosjonsinhibitoren blir målt i produksjonsfluidet for de periodene som er angitt på figurene 5-10.
I løpet av behandlingene blir konsentrasjonen av korrosjonsinhibitoren målt som en funksjon av tid og er fremvist under på figurene 5-10 hvor det kan observeres at konsentrasjonen av korrosjonsinhibitoren blir opprettholdt ved en konsentrasjon meget nærmere målkonsentrasjonen ved bruk av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse sammenlignet med konvensjonell tilførsel av korrosjonsinhibitor.
Claims (17)
1. Fremgangsmåte for behandling av en olje- eller gassbrønn som har en fluidsøyle i brønnhullet (104) der fluidet omfatter en lettere fase (201) og en tyngre fase (202), der fremgangsmåten omfatter trinnene med: å føre en eller flere pellets inn i fluidsøylen, der
nevnte pellets omfatter kjemikalier og som har en densitet som er større enn den i den lettere fasen men mindre enn den i den tyngre fasen; og å føre inn kjemikaliene på grensesnittet mellom de to
fluidfasene (201, 202) inne i fluidsøylen i borehullet (104).
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den ene eller flere pellets omfatter flerfoldige pellets.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, hvor pelletsene blir ført inn i toppen av fluidsøylen i borehullet (104).
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2 eller 3, hvor pelletsene har en densitet som er stort sett lik den gjennomsnittlige densiteten til de to fluidfasene (201, 202).
5. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-4, hvor pelletsene har en densitet på fra omkring 0,6 til omkring 1,3.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor pelletsene har en densitet på fra omkring 0,8 til omkring 1,2.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor pelletsene har en densitet på fra omkring 0,9 til omkring 1,1.
8. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-7, hvor pelletsene er preparert med et vektmiddel valgt fra den gruppe som består av: kalsiumsulfat; magnesiumsulfat; kalsiumkarbonat; titanoksid; aluminiumoksid; kaliumklorid; natriumklorid; og blandinger av disse.
9. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-8, hvor pelletsene har en hovedtverrsnittsdimensjon som er større enn 0,05 mm, men mindre enn 1 mm.
10. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-9, hvor kjemikaliene er additiver.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor additiv blir brukt til å hindre eller lindre dannelsen av avleiring, parafiner, asfaltener og emulsjoner.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor additiv blir brukt til å hindre eller lindre forekomsten av korrosjon, bakterievekst og skumdannelse.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor additiv blir brukt til å fjerne væske fra brønnhullet(104) ved f.eks. å bevirke s kumdanneIse.
14. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 10-13, hvor pelletsene har to forskjellige additiver i samme pellet.
15. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 10-14, hvor en eller flere pelletser omfatter en flerfoldighet av pellets,
og der pelletsene er en blanding av pellets som har ett additiv per pellet, der noen av pelletsene har et første additiv og andre pellets har et andre additiv.
16. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-15, hvor pelletsene har minst to lag, et første lag som omgir et annet lag, minst et additiv og et vektmiddel, hvor densiteten til det første laget er forskjellig fra densiteten til det andre laget.
17. Fremgangsmåte for behandling av en rørledning som har frie fluider, der fluidene omfatter en lettere fase og en tyngre fase og der fremgangsmåten omfatter trinnene med: å føre en eller flere pellets inn i de frie fluidene,
der nevnte fluider omfatter kjemikalier og som har en densitet som er større enn den til den lettere fasen men mindre enn den til den tyngre fasen; og å føre kjemikaliene inn på grensesnittet mellom de to
fluidfasene.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US40473302P | 2002-08-20 | 2002-08-20 | |
US10/642,901 US7135440B2 (en) | 2002-08-20 | 2003-08-18 | Method for controlled placement of oilfield chemicals and composition useful for practicing same |
PCT/US2003/026222 WO2004018834A1 (en) | 2002-08-20 | 2003-08-20 | Method for controlled placement of oilfield chemicals and composition useful for practicing same |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20050733L NO20050733L (no) | 2005-03-15 |
NO327824B1 true NO327824B1 (no) | 2009-10-05 |
Family
ID=31946754
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20050733A NO327824B1 (no) | 2002-08-20 | 2005-02-10 | Fremgangsmate for kontrollert plassering av oljefeltkjemikalier i bronnhull |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7135440B2 (no) |
EP (1) | EP1532346B1 (no) |
AT (1) | ATE403062T1 (no) |
AU (1) | AU2003265565A1 (no) |
BR (1) | BR0313146A (no) |
CA (1) | CA2494200C (no) |
DK (1) | DK1532346T3 (no) |
EA (1) | EA008084B1 (no) |
ES (1) | ES2308019T3 (no) |
MX (1) | MXPA05001923A (no) |
NO (1) | NO327824B1 (no) |
WO (1) | WO2004018834A1 (no) |
Families Citing this family (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7994103B2 (en) * | 2002-08-20 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlled placement of chemicals and composition useful for practicing same |
US20040110877A1 (en) * | 2002-12-06 | 2004-06-10 | Becker Harold L. | Suspension comprising multiple surface active agents for treating oilfield fluids and gases and a method of making and using the same |
US20050072570A1 (en) * | 2003-10-06 | 2005-04-07 | Lehman Lyle Vaughan | Contamination-resistant sand control apparatus and method for preventing contamination of sand control devices |
US7204312B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
US7156174B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Contained micro-particles for use in well bore operations |
US7036586B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions |
US7863362B2 (en) | 2004-09-14 | 2011-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Density-matched polymer slurries |
GB2423099A (en) * | 2005-02-10 | 2006-08-16 | Rhodia Uk Ltd | Phosphorus containing species in sludge control |
US8563481B2 (en) * | 2005-02-25 | 2013-10-22 | Clearwater International Llc | Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same |
US7256224B2 (en) * | 2005-09-21 | 2007-08-14 | Baker Hughes Incorporated | Stabilized polymer drag reducing agent slurries |
US7388046B2 (en) * | 2006-04-19 | 2008-06-17 | Baker Hughes Incorporated | Self-dispersing waxes as polymer suspension aids |
US7772160B2 (en) * | 2006-09-06 | 2010-08-10 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlled placement of additives in oil and gas production |
CN100560682C (zh) * | 2007-12-27 | 2009-11-18 | 大庆石油学院 | 一种井底沉降式防垢防蜡剂 |
US8176978B2 (en) * | 2008-07-02 | 2012-05-15 | Ciris Energy, Inc. | Method for optimizing in-situ bioconversion of carbon-bearing formations |
WO2010027455A1 (en) * | 2008-09-04 | 2010-03-11 | Ciris Energy, Inc. | Solubilization of algae and algal materials |
CN102822346A (zh) * | 2009-12-18 | 2012-12-12 | 西里斯能源公司 | 煤至甲烷和其它有用产物的生物气化 |
CN104047574B (zh) * | 2013-03-13 | 2016-12-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油气田用井下液体释放装置及方法 |
GB2533229B (en) * | 2013-06-24 | 2016-08-31 | Inst Energiteknik | Mineral-encapsulated tracers |
RU2698346C1 (ru) * | 2019-01-30 | 2019-08-26 | Сергей Владимирович Кривцов | Контейнер для подачи ингибитора в скважину |
CN109762545B (zh) * | 2019-02-27 | 2021-03-02 | 中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第十二采油厂 | 一种油井井筒深部起效型清防蜡剂及其制备方法 |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2836555A (en) * | 1956-07-30 | 1958-05-27 | Arthur L Armentrout | Material for recovering lost circulation in wells |
US3676363A (en) * | 1969-09-04 | 1972-07-11 | Benjamin Mosier | Production of weighted microcapsular materials |
US3756949A (en) * | 1971-08-30 | 1973-09-04 | Universal Oil Prod Co | Shaped particles |
US4192753A (en) * | 1978-03-07 | 1980-03-11 | Union Oil Company Of California | Well completion and workover fluid having low fluid loss |
US4588640A (en) * | 1984-07-10 | 1986-05-13 | Petrolite Corporation | Particulate compositions |
US4659334A (en) * | 1984-07-10 | 1987-04-21 | Petrolite Corporation | Particulate compositions used in petroleum systems comprising encapsulated materials |
US4986354A (en) * | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Composition and placement process for oil field chemicals |
US4905762A (en) * | 1988-12-30 | 1990-03-06 | Union Oil Company Of California | Inhibiting wax deposition from a wax-containing oil |
US5027901A (en) * | 1989-09-06 | 1991-07-02 | Petrolite Corporation | Method of oil well corrosion inhibition via emulsions and emulsions therefore |
US5922652A (en) * | 1992-05-05 | 1999-07-13 | Procter & Gamble | Microencapsulated oil field chemicals |
US5753596A (en) * | 1995-11-09 | 1998-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Methods and emulsions for inhibition of oil well corrosion |
GB9611422D0 (en) * | 1996-05-31 | 1996-08-07 | Bp Exploration Operating | Coated scale inhibitors |
GB9700320D0 (en) * | 1997-01-09 | 1997-02-26 | Imperial College | Method |
US6126872A (en) * | 1998-01-27 | 2000-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Microencapsulated drag reducing agents |
US6379612B1 (en) * | 1998-07-27 | 2002-04-30 | Champion Technologies, Inc. | Scale inhibitors |
WO2001094744A1 (en) | 2000-06-06 | 2001-12-13 | T R Oil Services Limited | Microcapsule well treatment |
-
2003
- 2003-08-18 US US10/642,901 patent/US7135440B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-08-20 WO PCT/US2003/026222 patent/WO2004018834A1/en not_active Application Discontinuation
- 2003-08-20 BR BR0313146-7A patent/BR0313146A/pt not_active IP Right Cessation
- 2003-08-20 AT AT03793230T patent/ATE403062T1/de active
- 2003-08-20 EA EA200500293A patent/EA008084B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2003-08-20 ES ES03793230T patent/ES2308019T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2003-08-20 CA CA2494200A patent/CA2494200C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-08-20 AU AU2003265565A patent/AU2003265565A1/en not_active Abandoned
- 2003-08-20 EP EP03793230A patent/EP1532346B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-08-20 DK DK03793230T patent/DK1532346T3/da active
- 2003-08-20 MX MXPA05001923A patent/MXPA05001923A/es active IP Right Grant
-
2005
- 2005-02-10 NO NO20050733A patent/NO327824B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR0313146A (pt) | 2005-07-12 |
DK1532346T3 (da) | 2008-09-22 |
US7135440B2 (en) | 2006-11-14 |
AU2003265565A1 (en) | 2004-03-11 |
CA2494200A1 (en) | 2004-03-04 |
EA200500293A1 (ru) | 2005-08-25 |
ES2308019T3 (es) | 2008-12-01 |
WO2004018834A1 (en) | 2004-03-04 |
MXPA05001923A (es) | 2005-10-19 |
ATE403062T1 (de) | 2008-08-15 |
US20040110645A1 (en) | 2004-06-10 |
EP1532346B1 (en) | 2008-07-30 |
EP1532346A1 (en) | 2005-05-25 |
EA008084B1 (ru) | 2007-02-27 |
NO20050733L (no) | 2005-03-15 |
CA2494200C (en) | 2011-07-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO327824B1 (no) | Fremgangsmate for kontrollert plassering av oljefeltkjemikalier i bronnhull | |
US5027901A (en) | Method of oil well corrosion inhibition via emulsions and emulsions therefore | |
US20140202700A1 (en) | Biodegradable oil external emulsion for removal of asphaltene and/or paraffin from producing oil wells | |
US8691731B2 (en) | Heat generation process for treating oilfield deposits | |
US7216712B2 (en) | Treatment of oil wells | |
US7772160B2 (en) | Method for controlled placement of additives in oil and gas production | |
Kondapi et al. | Today's top 30 flow assurance technologies: where do they stand? | |
US7994103B2 (en) | Method for controlled placement of chemicals and composition useful for practicing same | |
Ali et al. | Phenomena, factors of wax deposition and its management strategies | |
Shi et al. | A state of the art review on the wellbore blockage of condensate gas wells: Towards understanding the blockage type, mechanism, and treatment | |
Achour et al. | Corrosion Control by Inhibition Part I: Corrosion control by film forming inhibitors | |
US20180179434A1 (en) | Controlled release solid scale inhibitors | |
US20120190592A1 (en) | method and system for removing organic deposits | |
US6984614B1 (en) | Composition and method for removing deposits | |
US12065920B2 (en) | Composition and method for non-mechanical intervention and remediation of wellbore damage and reservoir fractures | |
Noll | Treating paraffin deposits in producing oil wells | |
WO2009058027A1 (en) | Method for handling of free water in cold oil or condensate pipelines | |
Yue et al. | An Integrated Scale Protection Package for Offshore Fractured Wells Under Designed Shut-In Extension | |
Moloney | Development of a Versatile Corrosion Inhibitor for Multiple Oil and Gas Operating Environments | |
NO872553L (no) | Fortrengning av frie fluidansamlinger i rledninger. | |
US20210230478A1 (en) | Particulate compositions containing oil field chemicals | |
AU2013212145A1 (en) | Biodegradable oil external emulsion for removal of asphaltene and/or paraffin from producing oil wells | |
Tawfik et al. | Potential of Mono Ethylene Glycol to Release the Viscous Phase in Subsea Pipeline. | |
Patel et al. | Flow Assurance in Petroleum Industry | |
Chaudhry et al. | Laboratory Development of a Novel, Non-Triazine-based Hydrogen Sulfide Scavenger and Field Implementation in the Haynesville Shale |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |