NO336274B1 - Fremgangsmåte for å fjerne filterkake fra vegger i et borehull - Google Patents

Fremgangsmåte for å fjerne filterkake fra vegger i et borehull

Info

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
Application number
NO20013746A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20013746D0 (no
NO20013746L (no
Inventor
James D Kercheville
Jr James V Fisk
Baireddy Raghava Reddy
Bradley L Todd
Original Assignee
Halliburton Energy Services Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Services Inc filed Critical Halliburton Energy Services Inc
Publication of NO20013746D0 publication Critical patent/NO20013746D0/no
Publication of NO20013746L publication Critical patent/NO20013746L/no
Publication of NO336274B1 publication Critical patent/NO336274B1/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • C09K8/08Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • C09K8/10Cellulose or derivatives thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • C09K8/08Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • C09K8/12Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/18Bridging 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.
NO20013746A 2000-08-01 2001-07-31 Fremgangsmåte for å fjerne filterkake fra vegger i et borehull NO336274B1 (no)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

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