NO336274B1 - Fremgangsmåte for å fjerne filterkake fra vegger i et borehull - Google Patents
Fremgangsmåte for å fjerne filterkake fra vegger i et borehullInfo
- Publication number
- NO336274B1 NO336274B1 NO20013746A NO20013746A NO336274B1 NO 336274 B1 NO336274 B1 NO 336274B1 NO 20013746 A NO20013746 A NO 20013746A NO 20013746 A NO20013746 A NO 20013746A NO 336274 B1 NO336274 B1 NO 336274B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- agent
- metal
- filter cake
- ammonium
- salts
- Prior art date
Links
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 title claims description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 56
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 38
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims description 34
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 33
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 32
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 31
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 29
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 27
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 22
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 18
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims description 14
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 14
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 13
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical group [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 12
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 claims description 12
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 10
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 7
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims description 7
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 7
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 7
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 6
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 6
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 6
- -1 succinoglycon Polymers 0.000 claims description 6
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical group C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 5
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 5
- SPAGIJMPHSUYSE-UHFFFAOYSA-N Magnesium peroxide Chemical compound [Mg+2].[O-][O-] SPAGIJMPHSUYSE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 5
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 claims description 5
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229960004995 magnesium peroxide Drugs 0.000 claims description 5
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000004972 metal peroxides Chemical class 0.000 claims description 5
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 5
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 4
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 4
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L hydroxy(oxo)manganese;manganese Chemical compound [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- MRELNEQAGSRDBK-UHFFFAOYSA-N lanthanum(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[La+3].[La+3] MRELNEQAGSRDBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910001512 metal fluoride Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910000000 metal hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000004692 metal hydroxides Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910001463 metal phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RNMCCPMYXUKHAZ-UHFFFAOYSA-N 2-[3,3-diamino-1,2,2-tris(carboxymethyl)cyclohexyl]acetic acid Chemical compound NC1(N)CCCC(CC(O)=O)(CC(O)=O)C1(CC(O)=O)CC(O)=O RNMCCPMYXUKHAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N Ammonium acetate Chemical compound N.CC(O)=O USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000005695 Ammonium acetate Substances 0.000 claims description 2
- 239000004343 Calcium peroxide Substances 0.000 claims description 2
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K Citrate Chemical compound [O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- QPLDLSVMHZLSFG-UHFFFAOYSA-N Copper oxide Chemical compound [Cu]=O QPLDLSVMHZLSFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000005751 Copper oxide Substances 0.000 claims description 2
- QEVGZEDELICMKH-UHFFFAOYSA-N Diglycolic acid Chemical compound OC(=O)COCC(O)=O QEVGZEDELICMKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N L-aspartic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC(O)=O CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N 0.000 claims description 2
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 claims description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000019257 ammonium acetate Nutrition 0.000 claims description 2
- 229940043376 ammonium acetate Drugs 0.000 claims description 2
- SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N ammonium bromide Chemical compound [NH4+].[Br-] SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000003704 aspartic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- ZJRXSAYFZMGQFP-UHFFFAOYSA-N barium peroxide Chemical compound [Ba+2].[O-][O-] ZJRXSAYFZMGQFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VEASZGAADGZARC-UHFFFAOYSA-L barium(2+);dibromate Chemical compound [Ba+2].[O-]Br(=O)=O.[O-]Br(=O)=O VEASZGAADGZARC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- OQFSQFPPLPISGP-UHFFFAOYSA-N beta-carboxyaspartic acid Natural products OC(=O)C(N)C(C(O)=O)C(O)=O OQFSQFPPLPISGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 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
- LHJQIRIGXXHNLA-UHFFFAOYSA-N calcium peroxide Chemical compound [Ca+2].[O-][O-] LHJQIRIGXXHNLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000019402 calcium peroxide Nutrition 0.000 claims description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- 229910000431 copper oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- AMPMORASDYSIIG-UHFFFAOYSA-J dimagnesium phosphonatooxy phosphate Chemical compound [Mg++].[Mg++].[O-]P([O-])(=O)OOP([O-])([O-])=O AMPMORASDYSIIG-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 claims description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-M hydrogensulfate Chemical compound OS([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- DSJNICGAALCLRF-UHFFFAOYSA-L magnesium;oxidooxy(oxo)borane Chemical compound [Mg+2].[O-]OB=O.[O-]OB=O DSJNICGAALCLRF-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 2
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 claims description 2
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000001509 sodium citrate Substances 0.000 claims description 2
- NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K sodium citrate Chemical compound O.O.[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- 235000011083 sodium citrates Nutrition 0.000 claims description 2
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 claims description 2
- UHCGLDSRFKGERO-UHFFFAOYSA-N strontium peroxide Chemical compound [Sr+2].[O-][O-] UHCGLDSRFKGERO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- YWYZEGXAUVWDED-UHFFFAOYSA-N triammonium citrate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[NH4+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O YWYZEGXAUVWDED-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 claims description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 47
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 26
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 12
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 7
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 4
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 4
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical class [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108010046334 Urease Proteins 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 150000003658 tungsten compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
- C09K8/10—Cellulose or derivatives thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Filtering Materials (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Filtration Of Liquid (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for å fjerne filterkake fra vegger i et borehull som penetrerer en produksjonsformasjon avsatt deri av et bore- eller vedlikeholdsfluid.
Anvendelsen av spesialfluider for å bore eller vedlikeholde hydrokarbonproduserende formasjoner penetrert av borehull er godt kjent. Borefluidene anvendes når borehullene bores i produksjonsformasjoner for å minimalisere skade på permeabiliteten til formasjonene og deres evne til å produsere hydrokarboner. Vedlikeholdsfluider anvendes når fullføringsoperasjonene utføres i produksjonsformasjoner og når det utføres arbeidsoperasjoner i formasjonene. Borings- og vedlikeholdsfluider avsetter filterkaker på veggene til borehullet i produksjonsformasjonen som hindrer borings- og vedlikeholdsfluider fra å bli tapt i formasjonene og hindrer at faststoff kommer inn i porene i produksjonsformasj onene. Etter at boring og vedlikehold av en produksjonsformasjon er ferdig, blir filterkaken fjernet før formasjonen blir satt i produksjon.
Fjerning av filterkaken har hittil blitt utført ved å inkludere et partikulært fast brodannende middel i bore- eller vedlikeholdsfluidet for å danne en bro over formasjonsporene som er syreløselige. Filterkaken dannet ved borings- eller vedlikeholdsfluidet som inkluderer brodanningsmidlet og et polymert suspensjonsmiddel, blir brakt i kontakt med en sterkt sur løsning og denne sure løsningen holdes i kontakt med filterkaken i en tidsperiode tilstrekkelig til å løse opp brodanningspartiklene og polymeren. Til tross for tiltak for å unngå dette, har de sterkt sure løsningene ofte korrodert metalloverflater og ferdiggjøringsutstyr slik som sandsiler som forårsaker tidlig svikt. Den sure løsningen kan også være inkompatibel med produksjonsformasjonen og forårsake skade på denne.
Vannløselig partikulært fast brodannende middel har også blitt anvendt i bore- og vedlikeholdsfluider og filterkaken som inneholder vannløselig brodannende middel har blitt brakt i kontakt med en vandig saltløsning som er undermettet med hensyn til de vannløselige brodannende partiklene. Imidlertid krever slike undermettede vandige løsninger en relativt lang tidsperiode for å løse opp partiklene først og fremst på grunn av de polymere suspenderingsmidlene inkludert i borings- eller vedlikeholdsfluider. Dvs. polymeren eller polymerene tilstede i filterkaken skjermer de vannløselige brodannende partiklene fra den vandige løsningen.
For å fjerne de polymeriske materialene i filterkaken og derved muliggjøre at det brodannende midlet i filterkaken løses av de vandige løsningene, har filterkaken tidligere blitt brakt i kontakt med en vandig saltløsning som inneholder et peroksid slik som jordalkaliperoksider, sinkperoksider og lignende. En syre har også blitt inkludert i den vandige løsningen som inneholder metallperoksidet for å aktivere peroksidet. Den vandige løsningen må holdes i kontakt med filterkaken i en tidsperiode slik at polymerene i filterkaken nedbrytes og det brodannende midlet løses. Deretter blir veggene i borehullet brakt i kontakt med en vaskeløsning for å fjerne resten av filterkaken derfra. Generelt har tiden som kreves for at løsningen som inneholder metallperoksid og syre bryter opp polymerene og løser det brodannende midlet, vært relativt lang som gjør prosessen dyr og utsetter metallverktøyene og delene i kontakt med løsningen for syrekorrosjon.
Således er det et kontinuerlig behov for forbedrede borings- og vedlikeholdsfluider og
fremgangsmåter for å fjerne filterkakeavsetning av fluidene fra produksjonsformasjoner.
Vi har nå funnet at disse problemene kan reduseres eller overkommes ved å anvende en uorganisk forbindelse som er oppløselig i en opprenskningsløsning omfattende vann, et ammoniumsalt og et chelateringsmiddel som det partikulære faste brodannende midlet.
I ett aspekt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse således en fremgangsmåte for å
fjerne filterkake fra vegger i et borehull som penetrerer en produksjonsformasjon avsatt deri av et bore- eller vedlikeholdsfluid som omfatter vann, et tetthetsøkende vannløselig salt, et fluidtapskontrollmiddel, et hydratiserbart polymert faststoff suspenderingsmiddel og et partikulært fast brodanningsmiddel, der nevnte partikulært fast brodanningsmiddel omfatter en uorganisk forbindelse valgt fra metalloksider, metallhydroksider,
metallkarbonater, metallsulfater, metallwolframater, metallfluorider, metallfosfater, metallperoksider og metallfluorosilikater, hvor nevnte brodanningsmiddel er oppløselig i en opprenskningsløsning som omfatter vann, et ammoniumsalt og et chelatineringsmiddel, der fremgangsmåten videre omfatter å bringe nevnte filterkake i kontakt med nevnte opprenskningsløsning i en tidsperiode slik at nevnte brodanningsmiddel i nevnte kake oppløses derved.
I tillegg til det brodannende midlet kan bore- og vedlikeholdsfluidet også inkludere et oksydasjonsmiddel eller annen bryter som avsettes i filterkaken og aktiveres ved ammoniumkloridet i opprenskningsløsningen for å bryte opp polymeren i filterkaken.
Brønnborings- og vedlikeholdsfluidene omfatter grunnleggende vann, et tetthetsøkende vannløselig salt, et fluidtapskontrollmiddel, et hydratiserbart
polymerfastsuspenderingsmiddel og et partikulært fast brodannende middel som er løselig i en opprenskningsløsning omfattende en vandig ammoniumsaltløsning. Det tetthetsøkende vannløselige saltet kan være et eller flere av natriumklorid, natriumbromid, natriumacetat, natriumformiat, natriumcitrat, kaliumklorid, kalsiumklorid og kalsiumbromid. Vanlige oljefeltsaltvannsløsninger kan anvendes og er foretrukket på grunn av deres lette tilgjengelighet på oljefeltet.
Et antall fluidtapskontrollmidler kan anvendes i brønnborings- eller vedlikeholdsfluidene, som inkluderer, men er ikke begrenset til, stivelse, stivelseseterderivater, hydroksyetylcellulose, tverrbundet hydroksyetylcellulose og blandinger derav. Av disse er stivelse mest foretrukket. Fluidtapskontrollmidlet er generelt inkludert i saltløsningen eller saltvannet i en mengde i området fra ca. 0% til ca. 2% i forhold til vekten av saltløsningen eller saltvannet, mer foretrukket i området fra ca. 1% til ca. 1,3 vekt-% og mest foretrukket ca. 1,3%.
Et antall hydratiserbare polymere faste suspenderingsmidler kan anvendes, som inkluderer, men er ikke begrenset til, biopolymerer slike som xantan og succinoglykon, cellulosederivater slike som hydroksyetylcellulose og guar og dens derivater slik som hydroksypropylguar. Av disse er xantan foretrukket. Den hydratiserbare polymeren er generelt inkludert i bore- eller vedlikeholdsfluidet i en mengde i området fra ca. 0% til ca. 0,6% i forhold til vekten av saltløsningen eller saltvann, mer foretrukket i området fra ca. 0,13% til ca. 0,16%, og mest foretrukket ca. 0,13%.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det partikulære faste brodannende midlet en uorganisk forbindelse som i det vesentlige er uløselig i vann, men som er i det vesentlige løselig i vandige ammoniakksaltopprenskninger. Eksempler på slike forbindelser inkluderer, men er ikke begrenset til, metalloksider, metallhydroksider, metallkarbonater, metallsulfater, metallwolframforbindelser, metallfluorider, metallfosfater, metallperoksider, metallfluosilikater og lignende. Eksempler på egnede metalloksider som kan anvendes inkluderer, men er ikke begrenset til, magnensiumoksid, manganoksid, kalsiumoksid, lantanoksid, kobberoksid og sinkoksid. Av disse er magnesiumoksid foretrukket. Det brodannende midlet som anvendes i bore-eller vedlikeholdsfluidet er generelt inkludert deri i en mengde på fra ca. 5% til ca. 60% i forhold til vekten av den vandige saltløsningen eller saltvann, mer foretrukket i området fra ca. 10% til ca. 27%, og mest foretrukket ca. 14%.
Fagmannen vil forstå at det partikulære faste brodannende midlet avsettes av bore- og vedlikeholdsfluider på veggene til borehullet i produksjonssonen som bores eller vedlikeholdes sammen med andre faste partikler og gelert suspenderingsmiddelpolymer. Etter fullføring av bore- eller vedlikeholdsoperasjonen blir en opprenskningsløsning som omfatter vann og et ammoniumsalt introdusert i borehullet hvorved det partikulære faste brodannende midlet i filterkaken løses opp.
I tillegg til brodanningsmidlet kan bore- og vedlikeholdsfluidet også inneholde et oksydasjonsmiddel eller annen bryter som blir aktivert av ammoniumsaltet i opprenskningsløsningen og fungerer som et oksydasjonsmiddel og som bryter opp de gelerte polymeriske suspenderingsmidlene og fluidtapskontrolladditivene i filterkaken. Oppbrytningen av det polymeriske materialet muliggjør at det partikulære faste brodannende midlet løses av opprenskningsløsningen i løpet av en kortere tidsperiode. Generelt kan et hvilket som helst oksydasjonsmiddel eller annen bryter som kan avsettes med filterkaken og er i det vesentlige ikke-aktiv til den blir brakt i kontakt med en vandig ammoniumsaltløsning anvendes. For eksempel kan oksydasjonsmidler som i det vesentlige er uløselige i vann, men som er løselige i en vandig ammoniumsaltløsning anvendes. Oksydasjonsmidler eller andre brytere som kan innkapsles med et materiale som er uløselig i vann, men løselig i vandige ammoniumsaltløsninger kan også anvendes.
Forskjellige ikke-innkapslede oksydasjonsmidler eller brytere som kan anvendes ifølge foreliggende oppfinnelse inkluderer, men er ikke begrenset til, magnesiumperoksid, magnesiuperoksydifosfat, strontiumperoksid, bariumperoksid, kalsiumperoksid, magnesiumperborat, bariumbromat og blandinger derav. Av disse er magnesiumperoksid foretrukket. Oksydasjonsmidlet eller bryteren som anvendes blir generelt inkludert i borings- eller vedlikeholdsfluidet i en mengde i området fra ca. 0,1% til ca. 6% i forhold til vekten av vandig saltløsning eller saltvann, mer foretrukket i området fra ca. 0,3% til ca. 3%, og mest foretrukket ca. 0,3%.
Ammoniumsaltet som anvendes i opprenskningsløsningen kan være et eller flere ammoniumsalter som har følgende formel:
hvor R er en alkylgruppe som har fra 1 til 6 karbonatomer, n er et heltall fra 0 til 3 og X er et anionisk radikal utvalgt fra halogener, nitrat, citrat, acetat, sulfat, fosfat og hydrogensulfat.
Eksempler på egnede slike ammoniumsalter inkluderer, men er ikke begrenset til, ammoniumklorid, ammoniumbromid, ammoniumnitrat, ammoniumcitrat, ammoniumacetat og blandinger derav. Av disse er ammoniumklorid foretrukket. Ammoniumsaltet som anvendes blir generelt inkludert i opprenskningsløsningen i en mengde i området fra ca. 3% til ca. 25% i forhold til vekt av vann deri, mer foretrukket i området fra ca. 5% til ca. 14% og mest foretrukket ca. 5%.
Opprenskningsløsningen inkluderer foretrukket også et chelatineringsmiddel for å lette oppløsningen av det brodannende midlet i opprenskningsløsningen. Begrepet "chelatineringsmiddel" er anvendt heri for å bety et kjemikalie som vil danne et vannløselig kompleks med den kationiske delen av brodanningsmidlet som skal løses. Forskjellige chelatineringsmidler kan anvendes som inkluderer, men er ikke begrenset til, etylendiamintetraedikksyre (EDTA) og salter derav, diaminocykloheksantetraeddiksyre og salter derav, nitrilotrieddiksyre (NTA) og salter derav, sitronsyre og salter derav, diglykolsyre og salter derav, fosforsyre og salter derav, aspartansyre og dens polymerer og blandinger derav. Av disse er sitronsyre foretrukket. Chelatineringsmidlet som anvendes blir generelt inkludert i opprenskningsløsningen i en mengde i området fra ca. 0,1% til ca. 40% i forhold til vekten av løsningen, mer foretrukket i området fra ca. 5% til ca. 20% og mest foretrukket ca. 20%. Opprenskningsløsningen kan også eventuelt inkludere et eller flere oksydasjonsmidler eller andre brytere beskrevet ovenfor for å oksidere og bryte opp det polymeriske materialet i filterkaken.
Som nevnt ovenfor, etter at boringen eller vedlikeholdet av en produksjonsformasjon er ferdig, blir opprenskningsløsningen introdusert til produksjonsformasjonen i kontakt med filterkaken avsatt deri. Opprenskningsløsningen blir værende i kontakt med filterkaken i en tidsperiode tilstrekkelig til at den gelerte polymeren i filterkaken blir brutt opp og brodanningsmidlet løses opp. Deretter kan formasjonen produseres for å fjerne resten av filterkaken.
Hvis nødvendig, kan en egnet vaskeløsning sirkuleres gjennom borehullet i produksjonsformasjonen for å vaske gjenværende filterkake fra veggene i borehullet. Generelt bør vaskeløsningen som anvendes være en vandig løsning som ikke på en uheldig måte påvirker permeabiliteten til den hydrokarboninneholdende produksjonsformasjonen. Således kan vaskeløsningen være en vandig løsning som inneholder et eller flere salter som inhiberer svelling og/eller dispergering av partikler i formasjonen slike som kaliumklorid, natriumklorid, ammoniumklorid og tetrametylammoniumklorid. Av saltene ovenfor er ammoniumklorid foretrukket.
Slik det fremgår, kan ammoniumsaltet eller blandinger av ammoniumsalter som anvendes i opprenskningsløsningen leveres i løsning som beskrevet ovenfor eller ammoniumsaltet eller saltene kan innkapsles for å forsinke oppløsning av de brodannende faste stoffene til opprenskningen av filterkaken er ønskelig. En annen tilsvarende teknikk for levering av ammoniumsaltet er å generere det in-situ, dvs. reagere urea med urease for å danne ammoniumkarbonat. Når et chelatineringsmiddel eller blanding av chelatineringsmidler anvendes, kan midlet eller midlene leveres i løsning, eller innkapsles eller genereres in-situ.
En forsinket oppbrytning av filterkaken kan også oppnås ved anvendelse av et chelatineringsmiddel som ikke løser opp brodanningsmiddelpartiklene ved tilstedeværelsen av aluminiumsaltet eller saltene. Chelatineringsmidlet kan inkluderes i bore- eller vedlikeholdsfluidet og ammoniumsaltet som anvendes kan leveres i innkapslet form eller genereres in-situ. Forskjellige andre teknikker kjente for fagmannen for å tilveiebringe forsinkelse kan også anvendes slik som levering av chelatineringsmidlet som en ester som hydrolyseres sakte til syrechelatineringsformen, ved anvendelse av et ammoniumsalt som ikke er effektivt ved en bestemt pH og introdusere et andre middel for å forandre pH til et nivå hvor ammoniumsaltet løser brodanningspartikler, og andre tilsvarende variasjoner.
Ifølge fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen blir filterkaken fjernet fra veggene til borehullet som penetrerer en produksjonsformasjon. Filterkaken avsettes i borehullet med et bore- eller vedlikeholdsfluid ifølge oppfinnelsen som omfatter vann, et tetthetsøkende vannløselig salt, et fluidtapskontrollmiddel, et hydratiserbart polymert fast suspenderingsmiddel og et partikulært fast brodanningsmiddel. Fremgangsmåtene omfatter grunnleggende følgende trinn. Det partikulære faste brodanningsmidlet som anvendes i bore- eller vedlikeholdsfluidet er en uorganisk forbindelse som løses i en opprenskningsløsning som omfatter vann og et ammoniumsalt. Etter at bore- eller vedlikeholdsfluidet er fjernet fra borehullet, blir filterkaken som er igjen på veggene til borehullet som inkluderer brodanningsmidlet brakt i kontakt med en opprenskningsløsning omfattende vann og et ammoniumsalt i en tidsperiode slik at brodanningsmidlet løses derved. Som nevnt ovenfor, kan bore- eller vedlikeholdsfluidet også inkludere et oksydasjonsmiddel eller annen bryter som avsettes på veggene til borehullet i filterkaken. Oksydasjonsmidlet eller annen bryter aktiveres av ammoniumsaltet i opprenskningsløsningen og oksyderer og bryter opp gelert polymer i filterkaken. Også, som nevnt ovenfor, etter at opprenskningsløsningen bryter opp den gelerte polymeren i filterkaken og løser brodanningsmidlet deri, kan en vaskeløsning anvendes for å fjerne resten av filterkaken fra veggene til borehullet eller resten av filterkaken kan fjernes ved produksjon av formasjonen.
En særlig egnet fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen for å fjerne filterkake fra veggene til et borehull som penetrerer en produksjonsformasjon avsatt deri med et bore- eller vedlikeholdsfluid omfatter følgende trinn. Et bore- eller vedlikeholdsfluid anvendes som omfatter vann, et tetthetsøkende vannløselig salt utvalgt fra gruppen som består av natriumklorid, natriumbromid, kaliumklorid, kalsiumklorid og blandinger derav eller en eller flere saltvannsløsninger som inneholder slike salt, et fluidtapskontrollmiddel omfattende stivelse, et hydratiserbart polymert fast suspenderingsmiddel omfattende xantan, et partikulært fast magnesiumoksidbrodanningsmiddel som er løselig i en vandig ammoniumsaltløsning og et partikulært fast magnesiumperoksid-oksydasjonsmiddel som aktiveres ved ammoniumsaltet for å oksidere og bryte opp gelert polymer i filterkaken. Deretter blir filterkaken produsert av bore- og vedlikeholdsfluidet brakt i kontakt med en opprenskningsløsning bestående av vann, ammoniumklorid og et chelatineringsmiddel slik som sitronsyre i en tidsperiode slik at den gelerte polymeren i filterkaken oksideres og brytes opp av magnesiumperoksidet og magnesiumoksidbrodanningsmidlet løses av opprenskningsløsningen. En vaskeløsning kan deretter anvendes for å bringe veggene i borehullet i kontakt og vaske bort eventuelt gjenværende filterkake derpå eller den gjenværende filterkaken kan fjernes ved produksjon av formasjonen. Som nevnt ovenfor, kan forskjellige komponenter av bore-eller vedlikeholdsfluidet og/eller opprenskningsløsningen leveres til produksjonsformasjonen i innkapslet form eller genereres in-situ.
For ytterligere å illustrere fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen, er følgende eksempler gitt.
EKSEMPEL 1
Horisontale brønner blir ofte fullført ved anvendelse av vedlikeholdsfluider som inkluderer partikulære faste brodanningsmidler som avsettes som en del av filterkaken på veggene til borehullene. Veggene ferdiggjøres ved å plassere gruspakker i produksjonssonene og opprenskningsløsning plasseres i gruspakkene og blir stående fuktig slik at filterkaken løses og fjernes. I en typisk horisontal brønn ferdiggjort med en gruspakke på 8 V2" diameter borehull med 5 V2" diameter siler, bør løseligheten av brodanningspartiklene i filterkaken være i området fra ca. 1,5 til ca. 3 g filterkake pr. 100 cm<3>opprenskningsløsning.
En fremgangsmåte for å teste opprenskningsløsningene når det gjelder å løse opp forskjellig partikulært brodanningsmiddel ble utviklet som følger: 1,5 g partikulært brodanningsmiddel som skal testes tilsettes til et 50 ml glass. Glasset blir deretter fylt med opprenskningsløsning, satt lokk på og plassert i et 150° vannbad i 24 timer. Deretter blir faststoffet i glasset filtrert ved anvendelse av et forhåndsveid filter. Filteret med faststoff derpå tørkes og veies for å bestemme vekten av uoppløst faststoff. Løseligheten av det partikulære brodanningsmidlet blir deretter beregnet i gram brodanningsmiddel oppløst pr. 100 cm<3>opprenskningsløsning anvendt.
Et antall partikulære brodanningsmidler og opprenskningsløsninger ble testet ved anvendelse av den ovenfor beskrevne fremgangsmåten og resultatene av testingen er gitt i tabellen nedenfor.
Fra testresultatene fremsatt i tabellen, fremgår det at ammoniumsalt-opprenskningsløsningene er effektive til å løse opp et antall uorganiske brodanningsmiddelpartikler.
EKSEMPEL 2
Et bore- eller vedlikeholdsfluid ble fremstilt omfattende 350 ml vann som inneholder 3% kaliumklorid i forhold til vekten av vann, 4 g stivelsesfluidtapskontrolladditiv, 2 g xantanpolymersuspenderingsmiddel og 3 g partikulært faststoff magnesiumoksidbrodanningsmiddel. Fluidet ble plassert i to fluidtapsceller hvori det ble varmet til 150°F (65,6°C) og trykksatt til 500 psi med nitrogen. Totalt filtrattap i løpet av 30 minutter fra cellene gjennom porøst media som inneholdt 10 mikronporer var 26 ml. Fluidet ble deretter helt av som etterlot en filterkake fremstilt av fluidet på det porøse mediet. Til en celle ble en 3 vekt-% kalsiumkloridsaltvannsløsning tilsatt som en kontroll. Til den andre cellen ble 7% ammoniumkloridløsning tilsatt. Cellene ble varmet til 150°F (65,6°C), trykksatt til 500 psi og ble stående statisk i 8 timer, hvoretter filtratgraden ble målt. Cellen som inneholdt 3% kaliumkloridsaltvannsløsningen hadde en filtratapsgrad på 0,4 ml pr. minutt. Cellen som inneholdt ammoniumkloridløsning hadde en filtrattapsgrad på 428 ml pr. minutt.
De foregående testene viser klart at en vandig ammoniumklorid opprenskningsløsning fjerner effektivt filterkake som inneholder magnesiumoksidbrodanningsmiddel.
Claims (10)
1.
Fremgangsmåte for å fjerne filterkake fra vegger i et borehull som penetrerer en produksjonsformasjon avsatt deri av et bore- eller vedlikeholdsfluid som omfatter vann, et tetthetsøkende vannløselig salt, et fluidtapskontrollmiddel, et hydratiserbart polymert faststoff suspenderingsmiddel og et partikulært fast brodanningsmiddel, der nevnte partikulært fast brodanningsmiddel omfatter en uorganisk forbindelse valgt fra metalloksider, metallhydroksider, metallkarbonater, metallsulfater, metallwolframater, metallfluorider, metallfosfater, metallperoksider og metallfluorosilikater, hvor nevnte brodanningsmiddel er oppløselig i en opprenskningsløsning som omfatter vann, et ammoniumsalt og et chelatineringsmiddel, der fremgangsmåten videre omfatter å bringe nevnte filterkake i kontakt med nevnte opprenskningsløsning i en tidsperiode slik at nevnte brodanningsmiddel i nevnte kake oppløses derved.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte brodanningsmiddel er et metall oksid valgt fra gruppen bestående av magnesiumoksid, manganoksid, kalsiumoksid, lantanoksid, kobberoksid og sinkoksid.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,karakterisert vedat nevnte fluid ytterligere innbefatter en bryter, foretrukket et oksidasjonsmiddel, som blir aktivert av ammoniumsalt i nevnte opprenskningsløsning for å bryte opp polymer i nevnte filterkake avsatt av nevnte fluid.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 3,karakterisert vedat nevnte bryter er valgt fra magnesiumperoksid, magnesiumperoksydifosfat, strontiumperoksid, bariumperoksid, kalsiumperoksid, magnesiumperborat, bariumbromat og enhver blanding av to eller flere derav.
5.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1-4,karakterisert vedat nevnte tetthetsøkende vannløselige salt er valgt fra natriumklorid, natriumbromid, natriumacetat, natriumformat, natriumcitrat, kaliumklorid, kalsiumklorid, kalsiumbromid og enhver blandinger av to eller flere derav.
6.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1-5,karakterisert vedat nevnte fluidtapskontrollmiddel er valgt fra stivelse, stivelse eterderivater, hydroksyetylcellulose, kryssbundet hydroksyetylcellulose og blandinger derav.
7.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1-6,karakterisert vedat nevnte hydratiserbart polymert faststoff suspenderingsmiddel er valgt fra xantan, succinoglykon, cellulosederivater, guar, guarderivater og enhver blanding av to eller flere derav.
8.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat nevnte ammoniumsalt i nevnte opprenskningsløsning har formelen: RnNH4.„X
hvori R er et alkylradikal som har fra 1 til 6 karbonatomer, n er et heltall fra 0 til 3 og X er et anionisk radikal valgt fra halogener, nitrat, citrat, acetat, sulfat, fosfat og hydrogensulfat.
9.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat nevnte ammoniumsalt i nevnte opprenskningsløsning er valgt fra ammoniumklorid, ammoniumbromid, ammoniumnitrat, ammoniumcitrat, ammoniumacetat og enhver blanding av to eller flere derav.
10.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat nevnte chelatineringsmiddel i nevnte opprenskningsløsning er valgt fra etylendiamintetraeddiksyre og salter derav, diaminocykloheksan-tetraeddiksyre og salter derav, nitrilotrieddiksyre og salter derav, sitronsyre og salter derav, diglykolsyre og salter derav, fosforsyre og salter derav, aspartansyre og dent polymerer, og enhver blanding av to eller flere derav.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/629,959 US6422314B1 (en) | 2000-08-01 | 2000-08-01 | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20013746D0 NO20013746D0 (no) | 2001-07-31 |
NO20013746L NO20013746L (no) | 2002-02-04 |
NO336274B1 true NO336274B1 (no) | 2015-07-06 |
Family
ID=24525181
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20013746A NO336274B1 (no) | 2000-08-01 | 2001-07-31 | Fremgangsmåte for å fjerne filterkake fra vegger i et borehull |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6422314B1 (no) |
EP (1) | EP1178099B1 (no) |
BR (1) | BR0103170B1 (no) |
CO (1) | CO5210876A1 (no) |
DE (1) | DE60132052T2 (no) |
DK (1) | DK1178099T3 (no) |
MX (1) | MXPA01007767A (no) |
NO (1) | NO336274B1 (no) |
Families Citing this family (124)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6494263B2 (en) * | 2000-08-01 | 2002-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
US6422314B1 (en) * | 2000-08-01 | 2002-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
US7080688B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for degrading filter cake |
US7276466B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for reducing the viscosity of a fluid |
US7140438B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications |
US7168489B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids |
AU2002347762B2 (en) * | 2001-08-10 | 2007-11-15 | Cabot Specialty Fluids, Inc. | Alkali metal tungstate compositions and uses thereof |
US7331388B2 (en) * | 2001-08-24 | 2008-02-19 | Bj Services Company | Horizontal single trip system with rotating jetting tool |
US6691780B2 (en) | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
US6978838B2 (en) * | 2002-07-19 | 2005-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method for removing filter cake from injection wells |
US6832655B2 (en) * | 2002-09-27 | 2004-12-21 | Bj Services Company | Method for cleaning gravel packs |
US7531484B2 (en) * | 2002-11-26 | 2009-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and solutions for removing HEC-based CFLA from a subterranean formation |
US6766858B2 (en) * | 2002-12-04 | 2004-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for managing the production of a well |
US7544640B2 (en) * | 2002-12-10 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing treating fluid |
US7048053B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite compositions having enhanced compressive strength |
US7147067B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing drilling fluids |
US6935426B1 (en) | 2003-02-04 | 2005-08-30 | Encana Oil & Gas (Usa) Inc. | System and method for polymer filter cake removal |
US6983798B2 (en) | 2003-03-05 | 2006-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and fluid compositions for depositing and removing filter cake in a well bore |
US7044224B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and methods of fracturing utilizing permeable cement in subterranean well bores |
US7032663B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
US7036587B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting treating fluids in subterranean zones and degradable diverting materials |
US7228904B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
US7090015B2 (en) * | 2003-07-10 | 2006-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean zones and viscous aqueous fluids containing xanthan and a combination cross-linker—breaker |
US20050028976A1 (en) * | 2003-08-05 | 2005-02-10 | Nguyen Philip D. | Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates |
US8541051B2 (en) | 2003-08-14 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate |
US7036588B2 (en) | 2003-09-09 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising starch and ceramic particulate bridging agents and methods of using these fluids to provide fluid loss control |
US7829507B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
US7833944B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
US7674753B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations |
US7000701B2 (en) * | 2003-11-18 | 2006-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for weighting a breaker coating for uniform distribution in a particulate pack |
US7195068B2 (en) * | 2003-12-15 | 2007-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations |
US7096947B2 (en) * | 2004-01-27 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations |
US20050173116A1 (en) | 2004-02-10 | 2005-08-11 | Nguyen Philip D. | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back |
US7351681B2 (en) * | 2004-02-17 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well bore servicing fluids comprising thermally activated viscosification compounds and methods of using the same |
CN1304521C (zh) * | 2004-02-23 | 2007-03-14 | 中海石油(中国)有限公司天津分公司 | 一种滤饼清除液 |
US7211547B2 (en) | 2004-03-03 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications |
US7093664B2 (en) * | 2004-03-18 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin |
US7353879B2 (en) * | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
US7246665B2 (en) * | 2004-05-03 | 2007-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions in a subterranean formation |
US20050257932A1 (en) * | 2004-05-19 | 2005-11-24 | Davidson Eric A | Filter cake degradation compositions and associated methods |
US10316616B2 (en) * | 2004-05-28 | 2019-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable bridge plug |
US8211247B2 (en) * | 2006-02-09 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable compositions, apparatus comprising same, and method of use |
US7299875B2 (en) | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
US7297664B2 (en) * | 2004-07-28 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement-free zeolite and fly ash settable fluids and methods therefor |
US7214647B2 (en) * | 2004-07-29 | 2007-05-08 | Texas United Chemical Company, Llc. | Method of increasing the low shear rate viscosity of well drilling and servicing fluids containing calcined magnesia bridging solids, the fluids and methods of use |
US7299869B2 (en) * | 2004-09-03 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Carbon foam particulates and methods of using carbon foam particulates in subterranean applications |
US20060079405A1 (en) * | 2004-10-08 | 2006-04-13 | Dobson James W Jr | Well drilling and servicing fluids with magnesia bridging solids and methods of drilling, completing and working over a well therewith |
US7757768B2 (en) | 2004-10-08 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations |
US7648946B2 (en) | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
US7883740B2 (en) | 2004-12-12 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates |
US20060169182A1 (en) | 2005-01-28 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
US8030249B2 (en) | 2005-01-28 | 2011-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
US7267170B2 (en) * | 2005-01-31 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
US20080009423A1 (en) * | 2005-01-31 | 2008-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
US7353876B2 (en) * | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
US8598092B2 (en) | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
US20060172894A1 (en) * | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
US7216705B2 (en) * | 2005-02-22 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of placing treatment chemicals |
US7673686B2 (en) | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
US7608567B2 (en) * | 2005-05-12 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
US7662753B2 (en) | 2005-05-12 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
US7677315B2 (en) | 2005-05-12 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
US7318474B2 (en) | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
US8567494B2 (en) | 2005-08-31 | 2013-10-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well operating elements comprising a soluble component and methods of use |
US7713916B2 (en) | 2005-09-22 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
US7296626B2 (en) * | 2005-11-08 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquid additive for reducing water-soluble chromate |
US8231947B2 (en) * | 2005-11-16 | 2012-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield elements having controlled solubility and methods of use |
US20070123433A1 (en) * | 2005-11-30 | 2007-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods using zeolite and a delayed release acid for treating a subterranean formation |
GB0601961D0 (en) * | 2006-01-31 | 2006-03-15 | Bp Exploration Operating | Method |
US8220554B2 (en) | 2006-02-09 | 2012-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable whipstock apparatus and method of use |
US8770261B2 (en) | 2006-02-09 | 2014-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of manufacturing degradable alloys and products made from degradable alloys |
US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
US7926591B2 (en) | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
US8613320B2 (en) | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
US7665517B2 (en) | 2006-02-15 | 2010-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cleaning sand control screens and gravel packs |
US7618924B2 (en) * | 2006-04-10 | 2009-11-17 | Saudi Arabian Oil Company | Non-damaging manganese tetroxide water-based drilling fluids |
US20070284114A1 (en) | 2006-06-08 | 2007-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a consumable downhole tool |
US20080257549A1 (en) | 2006-06-08 | 2008-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable Downhole Tools |
US8211248B2 (en) * | 2009-02-16 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Aged-hardenable aluminum alloy with environmental degradability, methods of use and making |
US7500521B2 (en) * | 2006-07-06 | 2009-03-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing uniform placement of a resin in a subterranean formation |
US8329621B2 (en) | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
US7748456B2 (en) | 2006-08-11 | 2010-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual functional components and associated methods |
US7678743B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7678742B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7687438B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
NL1032588C2 (nl) * | 2006-09-27 | 2008-03-28 | Oasen N V | Horizontale put. |
US7686080B2 (en) | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
US8220548B2 (en) | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
EA017008B1 (ru) | 2007-02-19 | 2012-09-28 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Разрушающая и вытесняющая жидкость и способ применения |
US20080202764A1 (en) | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
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 |
AU2008282473B2 (en) * | 2007-08-02 | 2011-12-08 | M-I Llc | Reclamation of formate brines |
US8278251B2 (en) * | 2007-10-31 | 2012-10-02 | Baker Hughes Incorporated | Fines migration control at their sources in water reservoirs |
MX2010005835A (es) * | 2007-11-30 | 2010-06-30 | Mi Llc | Fluidos rompedores y metodos de uso de los mismos. |
US8235102B1 (en) | 2008-03-26 | 2012-08-07 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Consumable downhole tool |
US8327926B2 (en) | 2008-03-26 | 2012-12-11 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Method for removing a consumable downhole tool |
US8006760B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
US7906464B2 (en) | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
US7833943B2 (en) | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
US7998910B2 (en) | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
US8575075B2 (en) * | 2009-02-27 | 2013-11-05 | Fmc Corporation | Oil-field viscosity breaker method utilizing a peracid |
US7992656B2 (en) * | 2009-07-09 | 2011-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self healing filter-cake removal system for open hole completions |
US8082992B2 (en) | 2009-07-13 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid-controlled geometry stimulation |
US8109335B2 (en) * | 2009-07-13 | 2012-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable diverting agents and associated methods |
WO2012003356A2 (en) | 2010-06-30 | 2012-01-05 | M-I L.L.C. | Breaker and displacement fluid |
EA027700B1 (ru) * | 2010-09-30 | 2017-08-31 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Повышающий вязкость агент для регулирования потерь жидкости с использованием хелатов |
US20120279714A1 (en) * | 2011-05-04 | 2012-11-08 | Timothy Lesko | Chemical line flush systems |
WO2014164835A1 (en) * | 2013-03-13 | 2014-10-09 | M-I Drilling Fluids U.K. Limited | Chelant acid particulate bridging solids for acid based wellbore fluids |
US9399729B2 (en) * | 2013-04-04 | 2016-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
US10150713B2 (en) | 2014-02-21 | 2018-12-11 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US10758974B2 (en) | 2014-02-21 | 2020-09-01 | Terves, Llc | Self-actuating device for centralizing an object |
US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
GB2537576A (en) | 2014-02-21 | 2016-10-19 | Terves Inc | Manufacture of controlled rate dissolving materials |
US20170268088A1 (en) | 2014-02-21 | 2017-09-21 | Terves Inc. | High Conductivity Magnesium Alloy |
CN106460133B (zh) | 2014-04-18 | 2019-06-18 | 特维斯股份有限公司 | 用于受控速率溶解工具的电化活性的原位形成的颗粒 |
AU2014396808B2 (en) | 2014-06-10 | 2017-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment with compositions including hexaaquaaluminum trihalide |
US10047269B2 (en) | 2014-09-18 | 2018-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising finger millet and methods of use |
CN111734405B (zh) * | 2020-06-29 | 2023-07-07 | 中国石油天然气集团有限公司 | 提高固井中前置液对泥饼冲洗效率准确性的装置 |
DE102021114229A1 (de) | 2021-06-01 | 2022-12-01 | EnBW Energie Baden-Württemberg AG | Verfahren zum Freimachen einer durch ein Adsorbens zugesetzten Tiefbohrung |
CN115159760A (zh) * | 2022-08-02 | 2022-10-11 | 攀钢集团钒钛资源股份有限公司 | 一种沉钒废水沉淀脱氨氮副产硫酸钠和硫酸铵的方法 |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5238065A (en) * | 1992-07-13 | 1993-08-24 | Texas United Chemical Corporation | Process and composition to enhance removal of polymer-containing filter cakes from wellbores |
US5607905A (en) * | 1994-03-15 | 1997-03-04 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake |
US5728654A (en) * | 1995-08-25 | 1998-03-17 | Texas United Chemical Company, Llc. | Stabilized fluids containing soluble zinc |
US5783526A (en) * | 1997-03-06 | 1998-07-21 | Texas United Chemical Company, Llc. | Process to enhance removal of adhering solids from the surface of wellbores and sand control devices therein |
US5804535A (en) * | 1997-06-09 | 1998-09-08 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids and methods of increasing the low shear rate viscosity thereof |
US6131661A (en) * | 1998-08-03 | 2000-10-17 | Tetra Technologies Inc. | Method for removing filtercake |
US6300286B1 (en) * | 1999-08-05 | 2001-10-09 | Texas United Chemical Company, L.L.C. | Divalent cation-containing well drilling and service fluid |
US6248698B1 (en) * | 1999-11-12 | 2001-06-19 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic mineral blends for control of filtration and rheology in silicate drilling fluids |
US6422314B1 (en) * | 2000-08-01 | 2002-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
US6494263B2 (en) * | 2000-08-01 | 2002-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
-
2000
- 2000-08-01 US US09/629,959 patent/US6422314B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-07-31 BR BRPI0103170-8A patent/BR0103170B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-07-31 NO NO20013746A patent/NO336274B1/no not_active IP Right Cessation
- 2001-08-01 MX MXPA01007767A patent/MXPA01007767A/es active IP Right Grant
- 2001-08-01 DK DK01306586T patent/DK1178099T3/da active
- 2001-08-01 EP EP01306586A patent/EP1178099B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-08-01 CO CO01062411A patent/CO5210876A1/es not_active Application Discontinuation
- 2001-08-01 DE DE60132052T patent/DE60132052T2/de not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-04-05 US US10/117,373 patent/US6737385B2/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1178099A2 (en) | 2002-02-06 |
DE60132052D1 (de) | 2008-02-07 |
MXPA01007767A (es) | 2004-07-16 |
US6422314B1 (en) | 2002-07-23 |
EP1178099A3 (en) | 2002-07-17 |
DE60132052T2 (de) | 2008-05-08 |
BR0103170B1 (pt) | 2011-04-05 |
NO20013746D0 (no) | 2001-07-31 |
CO5210876A1 (es) | 2002-10-30 |
US6737385B2 (en) | 2004-05-18 |
NO20013746L (no) | 2002-02-04 |
DK1178099T3 (da) | 2008-03-25 |
US20020139532A1 (en) | 2002-10-03 |
BR0103170A (pt) | 2002-03-26 |
EP1178099B1 (en) | 2007-12-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO336274B1 (no) | Fremgangsmåte for å fjerne filterkake fra vegger i et borehull | |
EP1223207B1 (en) | Well drilling and servicing fluids and removal of filter cake deposited thereby | |
EP1991633B1 (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
US8377855B2 (en) | Methods and compositions for treating subterranean zones | |
AU2007222983B2 (en) | Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof | |
NO327589B1 (no) | Fremgangsmate for komplettering av injeksjonsbronner | |
US6924254B2 (en) | Viscous well treating fluids and methods | |
US6983798B2 (en) | Methods and fluid compositions for depositing and removing filter cake in a well bore | |
NO326543B1 (no) | Fremgangsmate ved fjerning av filterkake ved boring og komplettering av uforet borebronn | |
AU3113400A (en) | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion | |
GB2338254A (en) | Well completion clean-up fluids and method for cleaning up drilling and completion filtercakes | |
EP1969082A1 (en) | Treatment fluids and methods using zeolite and a delayed release acid for treating a subterranean formation | |
WO2017120354A1 (en) | Removal of barite weighted mud | |
US20060135372A1 (en) | Controlled degradation of filtercakes and other downhole compositions | |
NO328286B1 (no) | Fremgangsmate for a bedre fjerning av adherende faststoffer fra overflaten av borehull og sandkontrollanordninger deri | |
US20100132951A1 (en) | Controlled De-functionalization of Filtercakes and Other Downhole Compositions |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |