NO336761B1 - Fremgangsmåte for å beskytte sementoverflater i et behandlingsområde til et borehull - Google Patents
Fremgangsmåte for å beskytte sementoverflater i et behandlingsområde til et borehullInfo
- Publication number
- NO336761B1 NO336761B1 NO20074521A NO20074521A NO336761B1 NO 336761 B1 NO336761 B1 NO 336761B1 NO 20074521 A NO20074521 A NO 20074521A NO 20074521 A NO20074521 A NO 20074521A NO 336761 B1 NO336761 B1 NO 336761B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- acid
- cement
- ethylene glycol
- formation
- aqueous
- Prior art date
Links
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims description 50
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims description 22
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 37
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 31
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 31
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 31
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 claims description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 11
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 9
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 9
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims description 6
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 5
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 4
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 2-ethoxyethanol Chemical compound CCOCCO ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 2-propoxyethanol Chemical compound CCCOCCO YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N diglyme Chemical compound COCCOCCOC SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 2
- QPJSUIGXIBEQAC-UHFFFAOYSA-N n-(2,4-dichloro-5-propan-2-yloxyphenyl)acetamide Chemical compound CC(C)OC1=CC(NC(C)=O)=C(Cl)C=C1Cl QPJSUIGXIBEQAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 4
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N N-Pentanol Chemical compound CCCCCO AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L calcium difluoride Chemical compound [F-].[F-].[Ca+2] WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 2
- 239000010436 fluorite Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JYVLIDXNZAXMDK-UHFFFAOYSA-N pentan-2-ol Chemical compound CCCC(C)O JYVLIDXNZAXMDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 2
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 2
- -1 thiophenols Chemical class 0.000 description 2
- RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 1,4-Dioxane Chemical compound C1COCCO1 RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000002519 antifouling agent Substances 0.000 description 1
- 150000001495 arsenic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- GMGLYSIINJPYLI-UHFFFAOYSA-N butan-2-one;propan-2-one Chemical compound CC(C)=O.CCC(C)=O GMGLYSIINJPYLI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 1
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- SWXVUIWOUIDPGS-UHFFFAOYSA-N diacetone alcohol Chemical compound CC(=O)CC(C)(C)O SWXVUIWOUIDPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940028356 diethylene glycol monobutyl ether Drugs 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 229940093920 gynecological arsenic compound Drugs 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000006101 laboratory sample Substances 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N oxolane-2,4-dione Chemical compound O=C1COC(=O)C1 JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Chemical class 0.000 description 1
- 229920005989 resin Chemical class 0.000 description 1
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000012144 step-by-step procedure Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000012756 surface treatment agent Substances 0.000 description 1
- 150000003585 thioureas Chemical class 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B41/00—After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone
- C04B41/009—After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone characterised by the material treated
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B41/00—After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone
- C04B41/45—Coating or impregnating, e.g. injection in masonry, partial coating of green or fired ceramics, organic coating compositions for adhering together two concrete elements
- C04B41/50—Coating or impregnating, e.g. injection in masonry, partial coating of green or fired ceramics, organic coating compositions for adhering together two concrete elements with inorganic materials
- C04B41/5016—Acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B41/00—After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone
- C04B41/80—After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone of only ceramics
- C04B41/81—Coating or impregnation
- C04B41/85—Coating or impregnation with inorganic materials
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Aftertreatments Of Artificial And Natural Stones (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å beskytte sementoverflater i et behandlingsområde til et borehull mot de ødeleggende effektene av kontakt med syreinneholdende sammensetninger anvendt i behandling av nærliggende reservoarbergformasjoner.
OPPFINNELSENS FAGOMRÅDE
Oppfinnelsen vedrører bevaring av sement i eller nær borehullområdet, inkludert sementbroplugger, som vanligvis plasseres i borehullet for vannavstengning, eller sement bak foringsrør, som vanligvis brukes mellom borehullsforingen (brannrøret) og formasjonen for å tilveiebringe isolasjon mellom soner. Sementbevaringen anvendes når brønnen må utsettes for slamsyre eller andre syrebehandlingerfor å øke permeabilitet for å forbedre formasjonsproduktiviteten.
OPPFINNELSENS BAKGRUNN
Syreløsninger er ofte anvendt for å stimulere produksjonen av væsker fra sandstein og andre kiselsyreholdige formasjoner som omgir olje- og gassproduksjonsbrønner ved å forbedre permeabiliteten.
Fremgangsmåtene refereres vanligvis til som syrebehandlingsprosesser, og inkluderer innsprøyting av en vannholdig oppløsning som inneholder en blanding av fluorsyre og saltsyre inn i formasjonen, og etterfølgende produksjon av den brukte syren fra formasjonen inn i borehullet.
Kiselsyreholdige formasjoner er blitt syrliggjort ved kontakt med slamsyre. Som brukt heri, refererer "slamsyre" til en vannholdig oppløsning av fluorsyre (HF) og minst en syre valgt fra saltsyre (HCI), eddiksyre (Hac) eller maursyre; vanligvis er syren i tilegg til HF HCI. Som godt forstått på feltet, er opphavet til HCI og HF ikke viktig, slik at "slamsyren" også kan omfatte vannholdige oppløsninger av kjemikalier som reagerer raskt for å danne HCI og HF, med andre ord slik at når oppløsningen når frem til formasjonen er de aktive bestanddelene HF og HCI. De respektive konsentrasjonene av HCI og HF kan variere over store områder, der de nedre grensene er mer praktiske enn operasjonsmessige, og de øvre grensene er avhengige av en felles oppløsningsevne til de to syrene.
Det har blitt rapportert at syrer som er oppvarmet og under trykk kan innta mikrobrister i det sementerte ringrommet mellom foringsrøret og formasjonen, og resulterer i betydelig syreskade på til og med lateksinneholdende sement.
Laboratorieprøvearbeid er rapportert som peker mot at bare eddiksyre, eller kombinert med HF, løser opp mye mindre sement enn HCI og HCL-HF blandinger, mens de resulterer i den samme karbonatoppløsende egenskapen. Det har blitt rapportert at reaksjonen til eddiksyre med sement danner en beskyttende hinne som motvirker ytterligere syreangrep.
Litteraturen rapporterer også at når laboratorieprøver av hardnet sementslurry ble utsatt for angrep av oppløsninger inneholdende HF ble det observert at et overflate-lag av fluoritt ble dannet. Det ble rapportert at fluorittet var mer oppløselig i HCI en i Hac.
Andre laboratoriumsprøver gjort på sementbiter rapporterte at utsettelse for HCI-HF blandinger synes å resultere i dannelse av en beskyttende hinne av amorf silika som senket eller inhiberte reaksjonen med HCI. Det har også blitt rapportert at HF reagerte med en HF-oppløselig del av sementen, det vil si den amorfe silika bestanddelen, så lenge som der var skjær (eng: "shear") ved syre/sementgrense-snittet for å fjerne den beskyttende hinnen dannet på sementen.
Det er også kjent fra US patent nr. 3,543,856 at en formasjon kan behandles med en vannholdig oppløsning av HCI, og HF kan forskylles med en vannholdig ammonium-kloridoppløsning for å fortrenge vann som inneholder metallioner, og tjene som et stabiliserende middel for vannømfintlig leire.
Det vises videre til E.P. da Motta, CR. Miranda, S.M.C. Anjos, J. A. Ribeiro, E. Chaves Jr. ,"Acidizing Wells With Acetic/HF Acid Mixtures to Minimize Cement Dissolution", SPE-31080, SPE International Symposium on Formation Damage Control, 14-15 February, Lafayette, Louisiana, 1996.
Som et resultat av disse funnene har eddiksyre erstattet noe eller all HCI anvendt i syreslam og andre syrebehandlende sammensetninger. Reduksjonen av ugunstige effekter av syrebehandlinger som inkluderer eddiksyre er rapportert å være danning av en avleiring eller et beskyttelseslag som senker eller minimaliserer farten på angrepet til de andre syrene anvendt i brønnen, eller formasjonsbehandlings-prosessen.
Det er derfor et formål med den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe en prosess for forbehandling av en eksisterende sementplugg eller annen sementkonstruksjon i et borehull for å beskytte sementen fra angrep og nedbryting når den kontaktes i løpet av syrebehandlingsoperasjoner.
Et annet formål med den foreliggende oppfinnelsen er å tilveiebringe en prosess som raskt og effektivt kan beskytte overflatene på sementsammensetninger i et borehull mot de ødeleggende effektene til etterfølgende syrekontakt.
Det er videre et annet formål med den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe en prosess som kan anvendes for å bevare integriteten til sementforseglingene og pluggene ved en mengde forskjellige på forhånd eksisterende forhold i området til borehullet og formasjonen som skal utsettes for syrebehandlingen.
Et videre formål med den foreliggende oppfinnelsen er å tilveiebringe en fremgangsmåte og sammensetning for å danne beskyttende presipitater på utsatte sementoverflater som vil fjerne eller minimalisere skadelige effekter av påfølgende syrebehandlinger på den nærliggende formasjonen.
SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN
Formålene ovenfor og andre fordeler er oppnådd av den foreliggende oppfinnelsen som tilveiebringer en fremgangsmåte for å beskytte sementoverflater i et behandlingsområde mot de ødeleggende effektene av kontakt med syreinneholdende sammensetninger anvendt for å behandle de nærliggende reservoarformasjonene, der fremgangsmåten omfatter de følgende trinnene: a) å kontakte sementoverflatene som skal beskyttes med en vannholdig syreblanding av 10 vekt % eddiksyre med en konsentrasjon av 1.67M og 1.5 vekt % fluorsyre med en konsentrasjon av 0.75M i etylenglykolmonobutyleter, som er en felles løsning for syreblandingen, i et tidsrom av minst to timer, hvorved et beskyttende presipitat blir dannet på overflaten av sementen; og b) spyling av enhver gjenværende vannholdig syreblanding fra overflaten av den behandlede sementen, og c) syrebehandling av formasjonen med en slamsyre bestående av saltsyre og fluorsyre.
Den vannholdige syreblandingen kan omfatte en korrosjonshemmende pakke.
Fremgangsmåten kan omfatte, før (a), et tilleggstrinn for å kontakte sementoverflatene med en oppløsning av vannholdig ammoniumklorid og et felles løsnings-middel for å fortrenge enhver formasjonssaltvannsoppløsning og oljematerialer tilstedeværende på sementoverflatene.
Det felles løsningsmiddelet kan velges fra gruppen som består av etylenglykoldimetyleter, dietylenglykoldimetyleter, etylenglykolmonopropyleter og etylenglykolmonoetyleter.
Løsningsmiddelet kan videre være etylenglykolmonobutyleter.
Andre løsningsmiddel som er blandbare med både vannholdig ammoniumklorid og petroleumen inkluderer dietylenglykolmonobutyleter, 1-butanol, 2-butanol, 1-pentanol, 2-pentanol, acetonmetyletylketon, dioksan, etylalkohol, propanol og diaceton.
I løpet av utførelsen av fremgangsmåten i følge den foreliggende oppfinnelsen blir Hac/HF blandingen forberedt med et felles løsningsmiddel ved en konsentrasjon på omlag 10 prosent av volum. Fellesoppløsningsmiddelet øker virkningen til syreblandingen med sementen, og inhiberer dannelsen av en emulsjon i løpet av pumpingen og leveringen av den vannholdige syreblandingen til behandlingsområdet.
Som nå forstått er de ønskede resultatene oppnådd ved utføring av fremgangsmåten i følge den foreliggende oppfinnelsen ved dannelse av et presipitat av CaF3på overflaten av sementen i behandlingsområdet. Den vannholdige syreblandingen av Hac/HF må forbli i kontakt med sementen i et tidsrom som er tilstrekkelig for å danne et beskyttende barrierelag av presipitatet. Det bør tilveiebringes ett minimum på to (2) timer med kontakttid før introduksjon av slamsyre inn i behandlingsområdet for å tillate dannelse av det beskyttende presipitatet.
HAc er fortrinnsvis en vannholdig oppløsning med en konsentrasjon på 1,67M. HF er også en vannholdig oppløsning ved en konsentrasjon på 0,75M.
Det forestrukkne forholdet mellom Hac og HF i blandingen er på 10/1,5 vekt %, basert på de foretrukne molare konsentrasjonene spesifisert ovenfor.
Syreblandingen kan også inkludere korrosjons hemmer og hemmende syrer som er velkjente på fagfeltet. Valget av en korrosjonshemmende pakke er basert på forholdene i brønnen i behandlingsområdet, inkludert temperaturen.
Passende hemmer omfatter uorganiske arsenikkforbindelser, acetylenske alkoholer, tiofenoler, heterosykliske nitrogenforbindelser, substituerte tioureaer, harpiksamin-derivater, kvartærammoniumforbindelser og lignende organiske midler. Andre tilsetningsstoffer kan også være tilstedeværende. Disse inkluderer overflate-behandlingsmidler utformet for å virke som demulgeringsmidler, vætingsmidler, antislammidler, og retarderende midler; kompleksdannende midler tiltenkt å forebygge danning av gelatinøse jernhydroksider; geledannende midler for redusering av trykksenkingen gjennom rørene, senking av syrereaksjonshastigheten, og redusering av væsketap i løpet av bruddformeringsoperasjoner; avledningsmidler tiltenkt for foreløpig plugging av mer gjennomtrengelige områder og derved fremming av et mer enhetlig syreangrep; og lignende materialer. En stor variasjon av til-settingsmidler utformet for å utføre disse og relaterte funksjoner er tilgjengelige kommersielt, og er velkjente for fagfolk på feltet. Tilsetningsstoffene som velges bør selvsagt være kompatible med den særskilte vannholdige syreblandingen av HAc/HF.
Det følgende eksemplet illustrerer utførelsen av den foreliggende oppfinnelsen i behandlingen av en formasjon hvori produksjon av gass og/eller olje skal stimuleres med økt gjennomtrengbarhet ved bruk av en syreslambehandling som inkluderer HCI og HF, og hvori sementen er tilsatt borehullet for å etablere en plugg i området mot inntrengning av vann nedenifra inn i produksjonsområdet.
EKSEMPEL 1
Dette eksemplet beskriver fremgangsmåten i følge oppfinnelsen for behandling av en sementboreplugg som er plassert i borehullene for å avstenge vann.
Produksjonen stoppes i samsvar med trinn som konvensjonelt utføres i løpet av forberedelser for syrestimuleringsbehandling av formasjonen. For å forebygge at behandlingsvesker kommer inn i formasjonen fra sementen som skal behandles, åpnes sideventilen til brønnen.
Borehullsområdet omfattende behandlingsområdet gjennomskylles så med en 3 % til 5 % ammoniumkloridoppløsning og et 10 % per volum løsningsmiddel som er etylenglykolmonobutyleter. Denne gjennomskyllingen fortrenger enhver formasjons-saltvannsoppløsning som er tilstedeværende, og fjerner ethvert oljemateriale som kan ha blitt avsatt på sementoverflatene som skal behandles.
Etterpå forberedes en vannholdig blanding av Hac og HF som inkluderer en passende korrosjonshemmende pakke og hemmende syre, for innsprøyting inn i behandlingsområdet. Den vannholdige syreblandingen leveres til behandlingsområdet hvor den forblir i kontakt med sementoverflaten i minst to timer. Kontakt-tiden til den vannholdige syreblandingen med sementen er tilstrekkelig for å danne et beskyttende lag på overflaten til sementen, som vill beskytte sementen mot angrep av slamsyresammensetningen som vil følge. Siden den behandlede sementen tjener som en sementbroplugg i borehullet, sirkuleres forvasken ut etter en bløtleggingstid på minst 2 timer.
EKSEMPEL 2
Dette eksemplet beskriver fremgangsmåten i følge den foreliggende oppfinnelsen anvendt for behandling av sementnoduler inne i perforeringer.
Den samme trinnvise prosedyren som er vist i Eksempel 1 er fulgt ved tilsetting av en HCI/HF syrliggjøringsoppløsning.
Når det beskrevne beskyttende overflatelaget er formet på sementen, blir formasjonen igjen åpnet for kontakt, og den konvensjonelle syreslamsammen-setningen leveres til behandlingsområdet. Slamsyrebehandlingen fortsetter i samsvar med kjent teknikk.
Som et resultat av beskyttelsen av sementen i behandlingsområdet i følge fremgangsmåten i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen, påvirkers ikke integriteten til forseglingen mellom sonene som er tilveiebrakt av sementen. Produktiviteten til formasjonen økes, og det kreves ingen gjentatt sementering av behandlingsområdet.
Andre modifikasjoner og variasjoner av fremgangsmåten og sammensetningen i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen vil blir synliggjort for de med vanlige ferdigheter på fagfeltet basert på beskrivelsen ovenfor, og omfanget av oppfinnelsen skal derfor bestemmes ved referanse til kravene som følger.
Claims (5)
1. Fremgangsmåte for å beskytte sementoverflater i et behandlingsområde til et borehull mot de ødeleggende effektene av kontakt med syreinneholdende sammensetninger anvendt i behandling av nærliggende reservoarbergformasjoner,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter de følgende trinnene: d) å kontakte sementoverflatene som skal beskyttes med en vannholdig syreblanding av 10 vekt % eddiksyre med en konsentrasjon av 1.67M og 1.5 vekt % fluorsyre med en konsentrasjon av 0.75M i etylenglykolmonobutyleter, som er en felles løsning for syreblandingen, i et tidsrom av minst to timer, hvorved et beskyttende presipitat blir dannet på overflaten av sementen; og e) spyling av enhver gjenværende vannholdig syreblanding fra overflaten av den behandlede sementen, og f) syrebehandling av formasjonen med en slamsyre bestående av saltsyre og fluorsyre.
2. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1,karakterisert vedat den vannholdige syreblandingen omfatter en korrosjonshemmende pakke.
3. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1,karakterisert vedå omfatte, før (a), et tilleggstrinn for å kontakte sementoverflatene med en oppløsning av vannholdig ammoniumklorid og et felles løsningsmiddel for å fortrenge enhver formasjonssaltvannsoppløsning og oljematerialer tilstedeværende på sementoverflatene.
4. Fremgangsmåte i samsvar med krav 3,karakterisert vedat det felles løsningsmiddelet er valgt fra gruppen som består av etylenglykoldimetyleter, dietylenglykoldimetyleter, etylenglykolmonopropyleter og etylenglykolmonoetyleter.
5. Fremgangsmåte i samsvar med krav 3,karakterisert vedat løsningsmiddelet er etylenglykolmonobutyleter.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/070,105 US7328746B2 (en) | 2005-03-01 | 2005-03-01 | Method and composition for forming protective precipitate on cement surfaces prior to formation acidizing treatment |
PCT/US2006/006840 WO2006093863A2 (en) | 2005-03-01 | 2006-02-27 | Method and composition for forming protective precipitate on cement surfaces |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20074521L NO20074521L (no) | 2007-11-30 |
NO336761B1 true NO336761B1 (no) | 2015-10-26 |
Family
ID=36941688
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20074521A NO336761B1 (no) | 2005-03-01 | 2007-09-05 | Fremgangsmåte for å beskytte sementoverflater i et behandlingsområde til et borehull |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7328746B2 (no) |
EP (1) | EP1861579B1 (no) |
BR (1) | BRPI0607971B1 (no) |
NO (1) | NO336761B1 (no) |
WO (1) | WO2006093863A2 (no) |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
US20100288824A1 (en) * | 2009-05-14 | 2010-11-18 | Pinkstone Felicia A | Slanted Retail Shipper Display |
WO2013078306A1 (en) | 2011-11-23 | 2013-05-30 | Saudi Arabian Oil Company | Tight gas stimulation by in-situ nitrogen generation |
US9334721B2 (en) | 2011-12-23 | 2016-05-10 | Saudi Arabian Oil Company | Method of using a non-acidic stimulation fluid in high temperature sandstone formations |
CA2861645C (en) | 2012-01-17 | 2018-05-15 | Mohammed Nasser Al-Dahlan | Non-acidic-exothermic sandstone stimulation fluids |
WO2013181229A2 (en) | 2012-05-29 | 2013-12-05 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
EP3132001B1 (en) | 2014-04-17 | 2020-11-11 | Saudi Arabian Oil Company | Chemically-induced pulsed fracturing method |
US10308862B2 (en) | 2014-04-17 | 2019-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
CA2943635C (en) | 2014-04-17 | 2019-03-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
US10053614B2 (en) | 2014-04-17 | 2018-08-21 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
CN108350728B (zh) | 2015-11-05 | 2021-02-19 | 沙特阿拉伯石油公司 | 在储层中进行空间定向化学诱导脉冲压裂的方法及设备 |
US11518932B2 (en) * | 2019-05-21 | 2022-12-06 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Methods of inhibiting corrosion of metals from acid stimulation of an oil and gas well |
US11814581B2 (en) * | 2022-01-19 | 2023-11-14 | Saudi Arabian Oil Company | Corrosion inhibiting acid mixture containing monoamine / diamine and method of inhibiting corrosion in acid treatment |
US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
Family Cites Families (25)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2367350A (en) | 1941-12-13 | 1945-01-16 | Standard Oil Dev Co | Acid treating wells |
US2885004A (en) | 1955-11-02 | 1959-05-05 | Sinclair Oil & Gas Company | Treatment of wells |
US3180416A (en) | 1962-08-17 | 1965-04-27 | Jersey Prod Res Co | Plastic coating of cement nodules |
US3254718A (en) | 1963-05-15 | 1966-06-07 | Socony Mobil Oil Co Inc | Acidizing subterranean formations |
US3402770A (en) * | 1965-06-02 | 1968-09-24 | Mobil Oil Corp | Multiple-purpose solvent and method for treating subterranean formations |
US3367417A (en) | 1965-12-17 | 1968-02-06 | Halliburton Co | Method for increasing production of hydrocarbon bearing wells by treatment with hot acid solutions |
US3548945A (en) | 1969-02-03 | 1970-12-22 | Exxon Production Research Co | Method for acidizing siliceous formations |
US3543856A (en) | 1969-08-19 | 1970-12-01 | Halliburton Co | Method of acidizing wells |
US3601197A (en) * | 1970-04-29 | 1971-08-24 | Exxon Production Research Co | Treatment of formations with aryl sulfonic acid |
US3889753A (en) | 1974-02-21 | 1975-06-17 | Shell Oil Co | Buffer regulated mud acid |
US3948324A (en) | 1975-02-18 | 1976-04-06 | Shell Oil Company | Process for chemically and mechanically limited reservoir acidization |
US4056146A (en) | 1976-07-06 | 1977-11-01 | Halliburton Company | Method for dissolving clay |
US4151878A (en) | 1977-08-15 | 1979-05-01 | The Dow Chemical Company | Method for acidizing a subterranean formation |
US4219429A (en) | 1978-05-22 | 1980-08-26 | Texaco Inc. | Composition and process for stimulating well production |
US4479543A (en) | 1983-07-28 | 1984-10-30 | Union Oil Company Of California | Method for deeper penetrating acidizing of siliceous formations |
US4665990A (en) * | 1984-07-17 | 1987-05-19 | William Perlman | Multiple-stage coal seam fracing method |
US4737296A (en) * | 1984-10-26 | 1988-04-12 | Union Oil Company Of California | Foaming acid-containing fluids |
US4919827A (en) * | 1988-05-05 | 1990-04-24 | Amoco Corporation | Multicomponent organic liquid and use thereof in treating wells and subterranean formations |
US5099924A (en) | 1990-12-20 | 1992-03-31 | Gidley John L | Conditioning of formation for sandstone acidizing |
US5375660A (en) | 1992-10-07 | 1994-12-27 | Chevron Research And Technology Company | Method to increase the flow capacity of a geologic formation |
US5529125A (en) | 1994-12-30 | 1996-06-25 | B. J. Services Company | Acid treatment method for siliceous formations |
US5508324A (en) * | 1995-08-14 | 1996-04-16 | Air Products And Chemicals, Inc. | Advanced polyamine adduct epoxy resin curing agent for use in two component waterborne coating systems |
MXPA02011298A (es) * | 2000-05-15 | 2003-06-06 | Ici Plc | Metodo para la estimulacion de pozos de petroleo y gas. |
US7192908B2 (en) * | 2003-04-21 | 2007-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Composition and method for treating a subterranean formation |
US20060073980A1 (en) * | 2004-09-30 | 2006-04-06 | Bj Services Company | Well treating composition containing relatively lightweight proppant and acid |
-
2005
- 2005-03-01 US US11/070,105 patent/US7328746B2/en active Active
-
2006
- 2006-02-27 EP EP06736210.3A patent/EP1861579B1/en not_active Not-in-force
- 2006-02-27 WO PCT/US2006/006840 patent/WO2006093863A2/en active Application Filing
- 2006-02-27 BR BRPI0607971-7A patent/BRPI0607971B1/pt not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-09-05 NO NO20074521A patent/NO336761B1/no not_active IP Right Cessation
- 2007-12-28 US US12/006,109 patent/US7612023B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1861579B1 (en) | 2015-10-28 |
WO2006093863A3 (en) | 2008-06-05 |
BRPI0607971A2 (pt) | 2009-10-27 |
US7612023B2 (en) | 2009-11-03 |
US20080108525A1 (en) | 2008-05-08 |
US7328746B2 (en) | 2008-02-12 |
US20060196666A1 (en) | 2006-09-07 |
WO2006093863A2 (en) | 2006-09-08 |
EP1861579A4 (en) | 2010-03-31 |
EP1861579A2 (en) | 2007-12-05 |
BRPI0607971B1 (pt) | 2017-10-31 |
NO20074521L (no) | 2007-11-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO336761B1 (no) | Fremgangsmåte for å beskytte sementoverflater i et behandlingsområde til et borehull | |
Rajeev et al. | Corrosion mitigation of the oil well steels using organic inhibitors–a review | |
Portier et al. | Review on chemical stimulation techniques in oil industry and applications to geothermal systems | |
EA010361B1 (ru) | Способ обработки подземного карбонатного пласта | |
US9840662B2 (en) | Hydrofluoric acid acidizing composition compatible with sensitive metallurgical grades | |
EA007631B1 (ru) | Композиция и способ обработки подземного пласта | |
NO337698B1 (no) | Fremgangsmåte for behandling av en undergrunnsformasjon | |
US20030111225A1 (en) | Organic acid system for high temperature acidizing | |
WO2001027440A1 (en) | Well treatment fluids comprising mixed aldehydes | |
US7906462B2 (en) | Mutual solvent system and method for improved oil and gas permeability in high temperature formations | |
US20200317996A1 (en) | Novel mud acid composition and methods of using such | |
CA1263912A (en) | Method for acidizing siliceous formations | |
US20230082332A1 (en) | Novel inhibited hydrofluoric acid composition | |
Gomaa et al. | Retarded HF Acid System to Deeply Stimulate Sandstone Formation and Eliminate the Needs of Pre-Flush and/or Post-Flush Acid Stages: Experimental and Field Cases | |
CA3027723C (en) | Shale treatment | |
CN113462372A (zh) | 用于解除高温高压气井井筒堵塞的解堵酸液 | |
US11618849B2 (en) | Shale treatment | |
AU2020364008A1 (en) | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using peracetic acid | |
BRPI0800448B1 (pt) | Composição ácida para estimulação de rochas subterrâneas produtoras de petróleo |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |