NO338089B1 - Fremgangsmåter omfattende tilsetning av peroksidnedbrytbare polymerer til et borehullsfluid, samt borehullsfluidet omfattende en peroksidnedbrytbar polymer - Google Patents
Fremgangsmåter omfattende tilsetning av peroksidnedbrytbare polymerer til et borehullsfluid, samt borehullsfluidet omfattende en peroksidnedbrytbar polymer Download PDFInfo
- Publication number
- NO338089B1 NO338089B1 NO20043061A NO20043061A NO338089B1 NO 338089 B1 NO338089 B1 NO 338089B1 NO 20043061 A NO20043061 A NO 20043061A NO 20043061 A NO20043061 A NO 20043061A NO 338089 B1 NO338089 B1 NO 338089B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- peroxide
- fluid
- borehole
- filter cake
- fluids
- Prior art date
Links
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 title claims description 125
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 121
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 49
- 229920006237 degradable polymer Polymers 0.000 title claims description 13
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 claims description 83
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 58
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 57
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 57
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 32
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 32
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 32
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 28
- -1 peroxide compound Chemical class 0.000 claims description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 20
- SPAGIJMPHSUYSE-UHFFFAOYSA-N Magnesium peroxide Chemical compound [Mg+2].[O-][O-] SPAGIJMPHSUYSE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 229960004995 magnesium peroxide Drugs 0.000 claims description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 15
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 claims description 14
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 11
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N Acrylic acid Chemical class OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 150000004972 metal peroxides Chemical class 0.000 claims description 9
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims description 8
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 8
- DLINORNFHVEIFE-UHFFFAOYSA-N hydrogen peroxide;zinc Chemical compound [Zn].OO DLINORNFHVEIFE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229940105296 zinc peroxide Drugs 0.000 claims description 6
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- JIGUQPWFLRLWPJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acrylate Chemical compound CCOC(=O)C=C JIGUQPWFLRLWPJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 4
- PNJWIWWMYCMZRO-UHFFFAOYSA-N pent‐4‐en‐2‐one Natural products CC(=O)CC=C PNJWIWWMYCMZRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 3
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims 3
- BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N Methyl acrylate Chemical compound COC(=O)C=C BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 150000004974 alkaline earth metal peroxides Chemical class 0.000 claims 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 49
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 24
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 21
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 21
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 20
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 18
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 18
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 16
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 15
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 13
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical class O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 11
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 11
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 10
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 9
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 239000002585 base Substances 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 7
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 7
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 6
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 6
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 5
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 5
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 4
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 150000002432 hydroperoxides Chemical class 0.000 description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical class [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Chemical class 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229940123457 Free radical scavenger Drugs 0.000 description 2
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical class [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OUUQCZGPVNCOIJ-UHFFFAOYSA-M Superoxide Chemical class [O-][O] OUUQCZGPVNCOIJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 2
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N dimethylselenoniopropionate Natural products CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Chemical class 0.000 description 2
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 2
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 2
- SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M potassium acetate Chemical compound [K+].CC([O-])=O SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 2
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 description 2
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 2
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 2
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FPFSGDXIBUDDKZ-UHFFFAOYSA-N 3-decyl-2-hydroxycyclopent-2-en-1-one Chemical compound CCCCCCCCCCC1=C(O)C(=O)CC1 FPFSGDXIBUDDKZ-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
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004343 Calcium peroxide Substances 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical class [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002148 Gellan gum Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920001612 Hydroxyethyl starch Polymers 0.000 description 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical class C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 229910013724 M(OH)2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 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
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical class [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical class [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical class OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Chemical class 0.000 description 1
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZJRXSAYFZMGQFP-UHFFFAOYSA-N barium peroxide Chemical compound [Ba+2].[O-][O-] ZJRXSAYFZMGQFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 229910052792 caesium Chemical class 0.000 description 1
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical class [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- LHJQIRIGXXHNLA-UHFFFAOYSA-N calcium peroxide Chemical compound [Ca+2].[O-][O-] LHJQIRIGXXHNLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019402 calcium peroxide Nutrition 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 229920001688 coating polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000001868 cobalt Chemical class 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 150000001879 copper Chemical class 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000007857 degradation product Substances 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- CFUNAYGQFFNNSD-UHFFFAOYSA-L ferrous ammonium sulfate heptahydrate Chemical compound [NH4+].[NH4+].O.O.O.O.O.O.O.[Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O CFUNAYGQFFNNSD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000011790 ferrous sulphate Substances 0.000 description 1
- 235000003891 ferrous sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000216 gellan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010492 gellan gum Nutrition 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001341 hydroxy propyl starch Substances 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229940050526 hydroxyethylstarch Drugs 0.000 description 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 235000013828 hydroxypropyl starch Nutrition 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- SURQXAFEQWPFPV-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate heptahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.[Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O SURQXAFEQWPFPV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000359 iron(II) sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FKLRBKPRLBWRKK-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[Mg+2] FKLRBKPRLBWRKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002696 manganese Chemical class 0.000 description 1
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 1
- 229920000609 methyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001923 methylcellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010981 methylcellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Chemical class 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 229910000403 monosodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019799 monosodium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000002815 nickel Chemical class 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000008177 pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 235000011007 phosphoric acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000012667 polymer degradation Methods 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N quinbolone Chemical compound O([C@H]1CC[C@H]2[C@H]3[C@@H]([C@]4(C=CC(=O)C=C4CC3)C)CC[C@@]21C)C1=CCCC1 IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N 0.000 description 1
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Chemical class 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M sodium dihydrogen phosphate Chemical compound [Na+].OP(O)([O-])=O AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FQENQNTWSFEDLI-UHFFFAOYSA-J sodium diphosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O FQENQNTWSFEDLI-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- 229940048086 sodium pyrophosphate Drugs 0.000 description 1
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 1
- 230000003381 solubilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UHCGLDSRFKGERO-UHFFFAOYSA-N strontium peroxide Chemical compound [Sr+2].[O-][O-] UHCGLDSRFKGERO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical class [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000005621 tetraalkylammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- YMBCJWGVCUEGHA-UHFFFAOYSA-M tetraethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CC[N+](CC)(CC)CC YMBCJWGVCUEGHA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019818 tetrasodium diphosphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001577 tetrasodium phosphonato phosphate Substances 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 125000002813 thiocarbonyl group Chemical group *C(*)=S 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L thiosulfate(2-) Chemical compound [O-]S([S-])(=O)=O DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000004764 thiosulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/902—Controlled release agent
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/906—Solid inorganic additive in defined physical form
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/921—Specified breaker component for emulsion or gel
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
Under etablering og etterfølgende operasjon av en undergrunnsbrønn kan operatøren ønske å gjennomføre handlinger med mulighet for å skade undergrunnsformasjonene og deres evne til å produsere ønskelige formasjonsfluider. F.eks. kan operatøren ønske å injisere vann i brønnen. Operatøren kan gjøre dette for å øke produktiviteten av en brønn eller for å bortskaffe spillvann.
I tillegg til vann anvendes andre fluider rutinemessig i operasjonen av en undergrunnsbrønn. Borefluider anvendes for å hjelpe ved boringen av en brønn; både for å avkjøle borekronen og å fjerne borekaks fra brønnen. Kompletterings-fluider anvendes når kompletteringsoperasjoner utføres i en produserende formasjon. Overhalingsfluider anvendes når man overhaler tidligere kompletterte brønner. I alle disse tilfeller kan det være ønskelig å avstenge produserende formasjoner for å hindre filtreringstap fra brønnen til formasjonen og å hindre mulig skade på formasjonen.
En måte for å beskytte formasjonen er å danne en filtkake på overflaten av undergrunnsformasjonen. Filterkaker dannes når partikler oppslemmet i et borehullsfluid belegger eller tilstopper porene i undergrunnsformasjonen slik at fluid vesentlig hindres i å passere mellom formasjonen og borehullet og vise versa. Et antall måter for å danne filterkaker er kjent på området, inklusive bruken av både leirebaserte og ikke-leirebaserte borefluider.
I tillegg til den tilsiktede dannelse av filterkaker kan filterkaker også dannes utilsiktet. F.eks. kan under boring av brønnen partiklene inneholdt i boreslammet finne plass i porene av en formasjon som operatøren ønsker å bringe i produksjon.
Uansett om dannelsen av filterkaken var utilsiktet eller tilsiktet, er det ønskelig å fjerne filterkaken når formasjonen bringes i formasjon. Nærværet av filterkaken kan hindre passasje av fluid fra formasjonen til borehullet og derved minske produksjonsta<p>er.
Forskjellige metoder er blitt utviklet av de fagkyndige for å danne filterkaker som lett kan fjernes. F.eks. omhandler US patent 5 251 697 tilsetningen av kalsiumkarbonat til vann som injiseres i en brønn. Kalsiumkarbonatpartiklene tilstopper enten porene i de undergrunnsbergartsformasjoner eller samler seg og bygger en filterkake. Når filterkaken skal fjernes angir '697 patentet at operatøren skal sirkulere en syrevasking, foretrukket saltsyre, inn i brønnen. Syrevaskingen vil oppløse kalsiumkarbonatet og derved ødelegge filterkaken. Ved dette punkt kan brønnen bringes i produksjon eller ytterligere arbeid utføres på brønnen.
US 5 607 905 omhandler en metode for å danne en filterkake under anvendelse av et fluid inneholdende polysakkaridpolymerer, selvtettende partikler og et jordalkalimetall- eller sinkperoksid. Metoden i '905 patentet søker å ha partikler i fluidtetningen over formasjonsporene snarere enn å tilstoppe hullene. Polysakkaridpolymerene tilsettes typisk til brønnhullsfluidet som viskositets-økende midler eller filtreringstap-kontrolltilsetningsstoffer. Et tidligere patent, US patent 5 238 065 lærer at filterkaker inneholdende polysakkaridpolymerer kunne fjernes ved å bringe filterkaken i kontakt med et saltløsningsfluid inneholdende et sink- eller jordalkalimetallperoksid, en sur substans slik at pH av oppløsningen var mellom 1 og 8 og en aktivator for peroksidet. En vaskeoppløsning kunne så anvendes for å fjerne filterkaken. Den nedbrytende substans innlemmet i filterkaken refererer generelt til som et internt brytningsmiddel. Anvendelsen av et internt brytningsmiddel var gunstig på grunn av at det krevde mindre peroksid, mindre tap av vaskefluidet til formasjonen, og ga mer fullstendig fjernelse av filterkaken.
Disse tidligere kjente systemer medfører imidlertid flere ulemper. Først har de anvendte peroksider en tendens til å avgi peroksid før aktivering og resulterer i for tidlig svekking av filterkaken så vel som å redusere effektiviteten av polymeren anvendt for å kontrollere filtreringstap og viskositet. Ytterligere krever disse tidligere kjente metoder at operatøren må agere for å fjerne filterkaken. Dette resulterer i ytterligere omkostninger og forsinkelser. Syren eller andre opp-løsninger anvendt for å oppløse filterkaker kan også ha en skadelig virkning på formasjonen. Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en forbedret metode for å fjerne filterkaker i en undergrunnsbrønn og tilveiebringer en sammensetning og bruk av borefluider anvendt for å danne slike filterkaker.
Oppsummering av oppfinnelsen
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte som omfatter: tilsetning av peroksidnedbrytbare polymerer, fortrinnsvis et polysakkarid, til et borehullfluid; tilsetning av en innkapslet peroksidkilde til et borehullfluid, der peroksidkilden er innkapslet i et innkapslingsmateriale som omfatter en filmdannende, enterisk polymer; de nevnte borehullfluider pumpes inn i borehullet; og pH av fluidet i borehullet endres ved bruk av en vesentlig del av fluidene produsert fra undergrunnsformasjonene slik at den innkapslede peroksidkilde aktiveres.
Videre tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte for nedbrytning av polysakkaridpolymerer inneholdt i en filterkake lokalisert i funksjonell nærhet til overflaten av en undergrunnsbergartsformasjon som penetreres av en brønn, omfattende: oppslemming av et metallperoksid i et polysakkaridholdig borehullfluid; hvor borehullfluidet har en pH verdi høyere enn omtrent 7,5, borehullfluidet pumpes inn i brønnen; det tillates noe filtrering av fluidet inn i en undergrunnsbergartsformasjon for å frembringe en filterkake; hvor filterkaken inneholder metallperoksidet, polysakkaridet, og eventuelle andre materialer som kan være blitt oppslemmet i borehullfluidet; brønnen bringes i produksjon av et undergrunnsbergartsformasjonsfluid, hvori formasjonsfluidet fremviser en pH lavere enn omtrent 7,0; formasjonsfluidene tillates å komme i kontakt med filterkaken slik at pH verdien av filterkaken senkes, og metallperoksidet i filterkaken tillates ved den lavere pH å aktiveres og nedbryte polysakkaridkomponentene slik at filterkaken bringes til å svekkes og/eller øke i permeabilitet slik at produksjonsta<p>ene økes, og metallperoksidet er innkapslet i et innkapslingsmateriale som omfatter en filmdannende, enterisk polymer.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også et borehullfluid omfattende en peroksidnedbrytbar polymer, fortrinnsvis polysakkarid, og en peroksidkilde, der peroksidkilden er innkapslet i et innkapslingsmateriale som omfatter en filmdannende, enterisk polymer, og fortrinnsvis hvor innkapslingsmaterialet er hovedsakelig uoppløselig i borehullfluider med en pH verdi høyere enn omtrent 7,5.
Metallperoksidet kan være et jordalkalimetall- eller sinkperoksid. Frigivelsen av peroksidet resulterer i nedbrytning av polysakkaridpolymeren slik at filterkaken svekkes. Den svekkede filterkake vil lettere fjernes og resultere i et borehull som er gjennomtrengelig for de produserte fluider og tillate større produksjonstaper.
Beskrivelse av illustrerende utførelsesformer
Prosessene, metodene og blandinger beskrevet heri kan anvendes for å danne en lett fjernbar filterkake i en undergrunnsbrønn. Filterkaken kan dannes ved å tilsette forskjellige komponenter til et borehullsfluid, pumpe fluidet inn i borehullet og la fluidet bringes i kontakt med en ønskede undergrunnsformasjon.
Borehullsfluidet kan ha en rekke forskjellige sammensetninger, idet de passende komponenter kan velges av en fagkyndig. Foretrukket er borehullsfluidene alkaliske vannbaserte borehullsfluider. pH av disse oppløsninger er foretrukket mellom omtrent 7 og omtrent 12, enda mer foretrukket mellom omtrent 7,5 og omtrent 10,5. pH kan reduseres ved hjelp av metoder kjent for de fagkyndige, inklusive tilsetning av baser til fluidet. Slike baser inkluderer kalium-hydroksid, natriumhydroksid, magnesiumoksid, kalsiumhydroksid og sinkoksid. Disse vandige fluider er generelt saltoppløsninger. Slike fluider kan være naturlige saltoppløsninger, sjøvann eller saltoppløsninger dannet ved å oppløse egnede salter i vann. Egnede salter inkluderer klorid, bromid, acetat og formiatsalter av kalium, natrium, kalsium, magnesium, sink og cesium.
En rekke forskjellige komponenter kan tilsettes til borehullsfluidet for å oppnå forskjellige ønskede egenskaper, noe som vil være kjent for de fagkyndige. F.eks. kan borehullsfluidet inkludere viskositetsøkende midler, som polysakkarider eller polysakkaridderivater. Noen representative polymerer er drøftet i US patent 4 846 981 og henvisninger anført deri.
Det kan også være ønskelig å tilsette komponenter til borehullsfluidet for å hjelpe til med å kontrollere filtreringstap. Filtreringstapstilsetningsstoffer holder borehullsfluider fra å gå inn i undergrunnsformasjonene mens borehullsfluidet tillates opprettholdt ved et trykk større enn formasjonstrykket. Denne trykkover-balanse virker til å holde formasjonsfluidene borte fra å komme inn i borehullet. En rekke forskjellige materialer er blitt anvendt for å kontrollere filtreringstap, idet noen av disse er beskrevet i US patenter 5 354 786; 4 387 769 og 4 836 940. Spesielt har forskjellige polymerer vært anvendt for å kontrollere filtreringstap, inklusive polysakkarider.
Borehullsfluider ifølge den foreliggende oppfinnelse inneholder foretrukket polysakkaridpolymerer for innlemmelse i en filterkake. Foretrukne polysakkaridpolymerer inkluderer stivelsesderivater, cellulosederivater, og biopolymerer som f.eks. hydroksypropylstivelse, hydroksyetylstivelse, karboksymetylstivelse og deres tilsvarende svakt tverrbundne derivater; karboksymetylcellulose, hydroksy-etylcellulose, hydroksypropylcellulose, metylcellulose, dihydroksypropylcellulose og deres tilsvarende svakt tverrbundne derivater, xantangummi, gelangummi, melangummi og skleroglukangummi.
Forskjellige typer av faststoffer kan oppslemmes i borehullsfluidene for å tette eller blokkere porene i en undergrunnsformasjon. Slike faststoffer inkluderer dem som er beskrevet i US patenter 4 561 985; 3 872 018 og 3 785 438. For den foreliggende oppfinnelses formål er de faststoffer av spesiell interesse som er oppløselige i sure oppløsninger. Representative syreoppløselige selvtettende faststoffer er kalsiumkarbonat, kalksten, marmor, dolomitt, jernkarbonat og sinkoksid. Andre faststoffer kan imidlertid anvendes uten å gå utenfor rammen for den foreliggende oppfinnelse. Andre representative faststoffer inkluderer vannoppløselige og oljeoppløselige faststoffer som beskrevet i US patent 5 783 527.
Borehullsfluidene ifølge den foreliggende oppfinnelse inkluderer et borehullsfluid som inneholder en peroksidkilde. Foretrukket er peroksidkilden en uorganisk peroksidkilde som f.eks. peroksidforbindelser av sink eller jordalkalimetaller. Magnesiumperoksid er særlig foretrukket. Andre peroksidkilder kjent for de fagkyndige kan anvendes uten å gå utenfor rammen for den foreliggende oppfinnelse.
Jordalkaliperoksider og sinkperoksid er kjente vannuoppløselige forbindelser. Se f.eks. de følgende henvisninger, innlemmet heri som referanse; (a) "Peroxides, Superoxides, and Ozonides of Alkali and Alkaline Earth Metals," Wya Ivanovich Vol'nov (oversatt av J. Woroncow, utgitt av A. W. Petrocelli), Plenum Press, New York, 1966; (b) "Kirk-Othmer Encyclopedia of Chemical Technology", tredje utgave, vol. 17, John Wiley & Sons, 1982, pp. 1-26.
Uorganiske peroksidforbindelser er vanlig beskrevet som forbindelser hvis strukturer inkluderer peroksogruppen, -0-0-. Enkle peroksidforbindelser inkluderer peroksider hvori peroksogruppen er bundet til et metallatom via ionisk binding, og inkluderer hydroperoksiderkarakterisert vednærvær av hydro-peroksylionet (HO2)-. Komplekse peroksidforbindelser inkluderer peroksider hvori peroksogruppen som sådan, eller i form av H2O2og H2O, er bundet til metallatomet med en kovalent binding. Komplekse peroksidforbindelser inkluderer også addisjonsforbindelser dannet med krystallisert hydrogenperoksid.
De karakteristiske egenskaper av både enkle og komplekse peroksidforbindelser er: dannelsen av hydrogenperoksid etter reaksjon med fortynnet
syreoppløsning, frigivelse av oksygen som et resultat av termisk spaltning, og frigivelse av oksygen etter reaksjon med vann og andre kjemiske midler. Ytterligere karakterisering er mulig ved å oppdele de enkle uorganiske peroksidforbindelser i fire grupper: (1) hydroperoksid,karakterisert ved(HO2)"ionet; (2) peroksider,
karakterisert ved(O2)<2->; (3) superoksiderkarakterisert ved(02)- ionet; og (4) ozonider,karakterisert ved(03)- ionet.
Hydrolysen av peroksider og hydroperoksider foregår som følger:
M02+ 2H20-M(OH)2+ H2O2
og
MOOH + H2O - MOH + H2O2
hvor M = metall. Av denne grunn betraktes peroksider og hydroperoksider som avledet fra hydrogenperoksid ved erstatning av det ene eller begge hydrogen-atomene med metallatomer.
Komplekse peroksidforbindelser inkluderer peroksyhydrater, f.eks. Ca02-2H202, og peroksyhydrathydrater, f.eks. BaO2-H2O2-20H2O.
Peroksider av kalsium, strontium og barium hører til M<2+>02<2_>typen av peroksidforbindelser, mens peroksider av magnesium og sink, med generell formel MO2 XH2O antagelig hører til HO-M-OOH typen hvor den kovalente binding mellom hydroperoksylgruppen og metallatomet er den samme som i hydrogenperoksid.
Kalsiumperoksid fremstilles generelt ved industrielle prosesser som gir et produkt inneholdende 60-75 vekt% Ca02. Reaksjon av Ca02-8H20 med opp-løsninger inneholdende mer enn 20 vekt% hydrogenperoksid resulterer i dannelsen av kalsiumperoksyhydrat, Ca02-2H202. Strontiumperoksid, med industrirenhet, inneholder generelt 80-95 % Sr02. Bariumperoksid med industrirenhet inneholder generelt opp til omtrent 90 % Ba02. Avhengig av dets produksjonsmetode inneholder magnesiumperoksid med industrirenhet fra omtrent 25 % Mg02til omtrent 50 % Mg02og er generelt en blanding av peroksid, oksid og magnesiumoksidhydrat. Sinkperoksid med industrirenhet inneholder omtrent 55 % Zn02. For alle den foreliggende oppfinnelses formål inkluderer betegnelsen "peroksid" alle former av peroksider, inklusive enkle peroksider, som hydroperoksiderkarakterisert ved(HO2)- ionet og peroksiderkarakterisert ved(02)- ionet, og komplekse peroksider som peroksyhydrater og peroksyhydrathydrater.
Selv om disse er eventuelle, kan fri radikalfjernende midler eller reduksjonsmidler tilsettes til borehullsoppløsningsutførelsesformene ifølge den foreliggende oppfinnelse. Disse materialer kan forbedre stabiliteten av fluidet og hjelpe til med å unngå for tidlig nedbrytning av polysakkaridet eller andre peroksidnedbrytbare polymerer i borehullsfluidet. Representative reduksjonsmidler er vannoppløselige sulfitter, bisulfitter, tiosulfater, ditionitter og blandinger derav, spesielt alkalimetall- eller ammoniumsalter derav, foretrukket et vann-oppløselig tiosulfat, mest foretrukket natriumtiosulfat. Representative antioksi-danter eller fri radikalfjernende midler inkluderer vannoppløselige merkaptaner, tioetere, tiokarbonyler, alkoholer med lav molekylvekt og glykoler, og blandinger derav.
Visse utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse anvender peroksidkilder som er blitt innkapslet. Tidligere kjente metoder, f.eks. som beskrevet i US patent 5 783 527, lider noe av for tidlig frigivelse av peroksid som kan nedbryte filterkaken og redusere effektiviteten av polysakkaridpolymerene anvendt for filtreringstap- og viskositetsøkende formål. Denne frigivelse skjer til tross for dannelsen av et belegg av magnesiumhydroksid som dannes på overflaten av peroksidet når det tilsettes til vann. Dette lag av magnesiumhydroksid sinker i noen grad frigivelsen av peroksid. Nok peroksid frigis imidlertid fremdeles til å ha negative virkninger på filterkaken og egenskapene av borefluidet.
Det er funnet at innkapsling av peroksidkilden kan hjelpe ytterligere ved å hindre den tidlige frigivelse av peroksid. For den foreliggende oppfinnelses formål er et innkapslet peroksid et peroksid som har et belegg tilstrekkelig til å kontrollere frigivelsen av peroksid inntil et sett av betingelser valgt av operatøren opptrer. Noen generelle innkapslingsmaterialer inkluderer naturlige og syntetiske oljer, naturlige og syntetiske polymerer og enteriske polymerer og blandinger derav. Mange metoder for innkapsling kan imidlertid anvendes uten å gå utenfor rammen for den foreliggende oppfinnelse. Den foretrukne metode for innkapsling av peroksidkildene er å belegge peroksidet med en polymer.
På lignende måte kunne mange metoder anvendes for å bevirke frigivelsen av peroksidet etter forekomsten av spesifikke betingelser ønsket av operatøren. F.eks. kunne peroksidet bringes til å bli frigitt ved en endring i temperatur, trykk, pH, abrasjon eller et hvilket som helst antall andre omgivelsesfaktorer. En foretrukket metode for å frigi peroksidet for det formål å oppløse en filterkake i en undergrunnsbrønn er å la peroksidet frigis etter en endring i pH i miljøet nede i brønnen.
De fagkyndige vil innse at der er mange mulige mekanismer hvormed belegget kan fjernes. Metodene drøftet i det følgende er ment å illustrere mulige metoder hvormed dette kan skje. Denne drøftelse er ikke på noen måte ment å begrense oppfinnelsens ramme som angitt i de etterfølgende patentkrav.
Beleggpolymeren bør foretrukket danne en film omkring peroksidkilden. Polymeren bør velges slik at belegget vil forbli hovedsakelig intakt inntil de ønskede frigivelsesbetingelser forekommer. For formålet med fjernelse av filterkaken er det foretrukket at belegget responderer til endringer i pH. Polymerene som anvendes ifølge den foreliggende oppfinnelse er enteriske polymerer, som for den foreliggende oppfinnelses formål er definert som polymerer hvis oppløselighetskarakteristikker er pH avhengig. Dette betyr her at peroksidfrigivelse fremmes av en endring fra betingelser av en første forutbestemt pH verdi til en andre forutbestemt pH betingelse.
Enteriske polymerer anvendes vanlig innen den farmasøytiske industri for den kontrollerte frigivelse av legemidler og andre farmasøytiske midler over tid. Anvendelsen av enteriske polymerer tillater kontrollert frigivelse av peroksidkilden under forutbestemte betingelser for pH eller pH og temperatur. F.eks. er "Glascol" familien av polymerer akrylbaserte polymerer (fås fra Ciba Specialty Chemicals) og er betraktet som egnede enteriske polymerer for denne oppfinnelse på grunn av at oppløseligheten avhenger av pH i oppløsningen.
I det tilfellet hvor pH alene anvendes for å kontrollere peroksidfrigivelse er en foretrukket illustrerende utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse at det som et innkapslingsmateriale velges en enterisk polymer som er hovedsakelig uoppløselig ved pH verdier mer enn omtrent 7,5 og som er mer oppløselig under betingelser med minskende pH. Ettersom pH minsker i verdi (dvs. oppløsningen blir mer sur) fremmes således frigivelse av peroksid. I en foretrukket illustrerende utførelsesform er det enterisk polymerinnkapslede peroksid kombinert med et alkalisk borehullsfluid av den type som er beskrevet i det foregående. Dette fluid blir så pumpet inn i borehullet og en filterkake dannes som innlemmer det innkapslede peroksid. Peroksidkilden kan nå aktiveres ved å bringe miljøet nede i brønnen til å bli mer surt og derved nedbryte innkapslingsmaterialet. Også her bør det vektlegges at dette er bare en mulig mekanisme hvormed peroksidfrigivelsen kan foregå i miljøet nede i brønnen. De fagkyndige vil erkjenne at andre faktorer, eller en kombinasjon av faktorer, faktisk kan resultere i peroksidets frigivelse. De metoder som her er drøftet er ment å illustrere mulige mekanismer hvormed peroksidfrigivelse kan skje og er ikke ment å innsnevre oppfinnelsens formål, som definert ved patentkravene heri.
F.eks. kan abrasjon bidra til peroksidfrigivelse. Som drøftet i det foregående kan peroksider, som magnesiumperoksid, dannet et beskyttende belegg når de tilsettes til vann. Det er mulig at polymerbelegget forbedrer dette naturlige belegg, og gjør peroksidet mer resistent til abrasjon. Denne abrasjonsresistens kan resultere i at peroksidet er mer stabilt i miljøet nede i brønnen og tillater at dets frigivelse kan kontrolleres mer nøyaktig.
Når filterkaken ikke lenger trenges kan den lett fjernes. For å fjerne filterkaken bør peroksidkilden aktiveres slik at peroksidet frigis i miljøet nede i brønnen. Peroksidet vil så reagere med og nedbryte hvilke som helst peroksidnedbrytbare polymerer i filterkaken. Som nevnt i det foregående kan det anvendes mange forskjellige metoder for å aktivere peroksidkilden uten å gå utenfor rammen for den foreliggende oppfinnelse.
Fremgangsmåten for å aktivere peroksidet som er belagt med en enterisk polymer er ved å endre pH verdien for miljøet nede i brønnen. Foretrukket anvendes et alkalisk borehullsfluid for å tilføre peroksidet og danne filterkaken. Deretter gjøres miljøet nede i brønnen mer surt og bevirker frigivelse av peroksid.
For de generelle formål og rammen for den foreliggende oppfinnelse er metoden med å bringe miljøet nede i brønnen til å bli mer surt ikke begrenset til en hvilken som helst spesiell metode. To foretrukne metoder skal imidlertid drøftes. Generelt er det blitt oppdaget at mildere klargjøringsbehandlinger enn dem som er rapportert under den tidligere kjente teknikk med hell kan anvendes for å fjerne peroksidholdige filterkaker.
En slik metode er å tilsette en syrekilde til miljøet nede i brønnen fra overflaten. Ifølge denne metode tilsettes en sur impregneringsoppløsning til brønnen. Den sure impregneringsoppløsning vil aktivere peroksidet, som vil frigi peroksid, og bringe de peroksidnedbrytbare polymerer (f.eks. polysakkarider) til å ned-brytes. Syren, avhengig av den syre som velges og styrken av syren, kan også spalte de peroksidnedbrytbare polymerer i noen utstrekning og kan også anvendes for å spalte syreoppløselige selvtettende midler (som f.eks. kalsiumkarbonat). Ytterligere kan den sure impregneringsoppløsning anvendes for å fjerne et innkapslingsmateriale fra peroksidkilden, som f.eks. å fjerne et syre-oppløselig enterisk polymerbelegg.
Etter å ha spaltet polysakkaridpolymerene med den sure oppløsning er det foretrukket at filterkaken inneholdende den spaltede polymer kan vaskes med et vaskefluid hvori de selvtettende middelpartikler er oppløselig, som f.eks. ved at vaskefluidet bringes i kontakt eller sirkuleres inne i borehullet. På denne måte spaltes hovedkomponentene av filterkaken eller fjernes, og filterkaken ødelegges effektivt og fjernes fra sidene av borehullet.
I et ikke-begrensende eksempel av en klargjøringsoppløsning er det foretrukket at den sure impregneringsoppløsning ikke har noen merkbar opp-løseliggjørende effekt på de selvtettende middelpartikler i filterkaken. Dette hindrer det for tidlige gjennombrudd av impregneringsoppløsningen gjennom en del av filterkaken og tillater følgelig at hele filterkaken kan komme i kontakt med impregneringsoppløsningen inntil peroksidet i det vesentlige har spaltet polysakkaridpolymerene. Hvis de selvtettende middelpartikler er vannoppløselige vil foretrukket den vandige væske i impregneringsoppløsningen være mettet i forhold til de selvtettende middelpartikler. Hvis således de selvtettende middelpartikler er kalibrert natriumklorid vil den vandige væske foretrukket være mettet i forhold til natriumklorid. Ytterligere bør impregneringsoppløsningen ha en densitet som er forlikelig med densiteten av væsken i det borehull og som fortrenges av impregneringsoppløsningen for å minimere blanding av impregnerings-oppløsningen med væsken. Foretrukket inneholder impregneringsoppløsningen uorganiske vannoppløselige salter oppløst deri i mengder opptil metning for å tilveiebringe den ønskede densitet. Typiske salter er generelt valgt fra gruppen bestående av natriumklorid, natriumbromid, kaliumklorid, kaliumbromid, kalsium-klorid, kalsiumbromid, sinkklorid, sinkbromid, natriumformiat, kaliumformiat, cesiumformiat og blandinger derav. Visse av disse salter er sure og de kan således også virke som sure substanser for å tilveiebringe den nødvendige pH.
I dette eksempel er det foretrukket at impregneringsoppløsningen er faststoffri, dvs. ikke inneholder noen særlig mengde av oppslemmede faststoffer, slik at den hovedsakelig bare inneholder oppløste substanser. Impregnerings-oppløsningen kan om ønsket filtreres ved bruk av prosedyrer vel kjent på området ved å anvende klare saltoppløsningsfluider.
Selv om mange typer av klargjøringsfluider kan anvendes, er et eksempel en impregneringsoppløsning som foretrukket er sur for å oppløseliggjøre og aktivere peroksidet i filterkaken. Som nevnt ovenfor er det oppdaget at mildere klargjøringsoppløsninger kan anvendes enn dem som er rapportert under den tidligere kjente teknikk. Representative sure substanser inkluderer saltsyre, fosforsyre, maursyre, eddiksyre, propionsyre, glykolsyre, sulfaminsyre, sitronsyre, aluminiumklorid, sinkklorid, sinkbromid, kalsiumbromid, ferriklorid, natriumdi- hydrogenfosfat, surt natriumpyrofosfat, sure buffere og lignende. Sulfaminsyre og sitronsyre foretrekkes.
I visse klargjøringsoppløsninger kan det være foretrukket, noe som vil forstås av de fagkyndige, at den sure oppløsning omfatter en sure i en mettet oppløsning av et vannoppløselig salt hvori de selvtettende middelpartikler ikke er oppløselige, og at de selvtettende middelpartikler er vannoppløselige. Det er særlig foretrukket at det vannoppløselige salt og de selvtettende middelpartikler er natriumklorid.
Når klargjøringsoppløsninger som f.eks. dem som er beskrevet i det foregående anvendes bør impregneringsoppløsningen bringes i kontakt med filterkaken i en tidsperiode som i det minste er tilstrekkelig til å spalte polysakkaridpolymerene i filterkaken i en slik utstrekning at filterkaken blir en løst sammenklebet masse av selvtettende middelpartikler. Jo større syrestyrken eller jo høyere formasjonstemperaturen, og følgelig jo høyere den temperatur hvortil impregneringsoppløsningen oppvarmes, desto mindre tid kreves for å bringe filterkaken i kontakt med impregneringsoppløsningen. Generelt vil impregnerings-oppløsningen bringes i kontakt med filterkaken i en tid fra omtrent<1>/£ til 10 timer. Deretter blir filterkaken foretrukket brakt i kontakt med en vaskeoppløsning for å fjerne de resterende filterkakefaststoffer, i prinsippet de selvtettende middelpartikler og eventuelle tilbakeblivende polymerer og polymernedbrytnings-produkter.
Vaskeoppløsningen er en oppløsning hvori det selvtettende middelpartikler er i det minste delvis oppløselige. Hvis således de selvtettende middelfaststoffer er oppløselige er således vaskeoppløsningen undermettet med hensyn til de selvtettende middelfaststoffer. Hvis de selvtettende middelfaststoffer er syre-oppløselige anvendes en passende sur oppløsning som vaskeoppløsningen. Hvis de selvtettende middelfaststoffer er olje- eller løsningsmiddeloppløselige anvendes en passende olje eller løsningsmiddel som vaskeoppløsningen.
Det foretrekkes at vaskeoppløsningen ikke har noen merkbar effekt på permeabiliteten av den hydrokarbonholdige formasjon. Vandige oppløsninger inneholdende et eller flere salter som inhiberer svellingen og/eller dispergeringen av partikler i formasjonen foretrekkes således. Representative slike salter er kaliumsalter, som kaliumklorid og kaliumacetat, ammoniumklorid, kvaternære ammoniumsalter med lav molekylvekt, som f.eks. tetrametylammoniumklorid, tetraetylammoniumklorid, og generelt tetraalkylammoniumsalter hvori alkyl- gruppen uavhengig inneholder fra 1 til omtrent 4 karbonatomer, og andre salter som kjent på området. Foretrukket vil vaskeoppløsningen inneholde fra omtrent 0,05 til omtrent 10 vekt% av saltet, mest foretrukket fra omtrent 0,1 til omtrent 5 %. Det er spesielt foretrukket at vaskeoppløsningen inneholder fra omtrent 2 til omtrent 5 vekt% kaliumklorid eller ammoniumklorid.
En andre illustrerende metode for å surgjøre miljøet nede i brønnen slik at en peroksidkilde aktiveres er oppdaget hvori fluider produsert fra undergrunnsformasjonen med hell kan anvendes. Det er kjent at formasjonsfluider er typisk sure på grunn av nærværet av karbondioksid, svovel, mineralsyrer, oksygen og organiske syrer. Typisk har disse substanser vært problematiske på grunn av deres korroderende virkninger på borehullsapparatur, se f.eks. US patent 4 837 323; US patent 5 960 878 og US patent 6 248 700.
De sure formasjonsfluider kan anvendes for å aktivere peroksidkilder i miljøet nede i brønnen, og gjør det således unødvendig med behov for sure oppløsninger for tilsetning til borehullet. Dette er fordelaktig på grunn av at det sparer operatøren for penger som ellers ville være brukt på syrebehandlinger, arbeidsomkostninger og tapt riggtid under tilførsel av nevnte sure impregnerings-oppløsning og unngår mulig skade på undergrunnsformasjonene fra de sure impregnerings- og vaskeoppløsningen Ytterligere fluider kan imidlertid anvendes i tillegg til de produserte fluider uten å gå utenfor rammen for den foreliggende oppfinnelse, så lenge som en vesentlig del av produserte fluider anvendes. For den foreliggende oppfinnelses formål betyr en vesentlig andel av produserte fluider en mengde tilstrekkelig til å bevirke en endring i pH verdien i miljøet nede i brønnen.
Formasjonsfluidene kan anvendes for å aktivere ikke innkapslede peroksidkilden Ytterligere kan formasjonsfluidene være den stimulus som resulterer i fjernelsen av et innkapslingsmateriale fra en beskyttet peroksidkilde. Spesielt kan formasjonsfluidene anvendes for å senke pH i en filterkake inneholdende peroksider innkapslet i en enterisk polymer. Formasjonsfluidene kan aktivere peroksider belagt med en enterisk polymer.
I hvilken som helst metode for å surgjøre miljøet nede i brønnen kan en aktivator inkluderes i den sure impregneringsoppløsning for ytterligere å aktivere peroksidet og/eller å øke reaksjonshastigheten mellom peroksidet og polysakkaridet. Kjente aktivatorer inkluderer jern- og koppersalter så vel som salter av andre overgangsmetaller, som oppløselige ferrisalter, ferrosalter, kuprosalter, kobolt- salter, nikkelsalter, mangansalter og lignende salter. Aktivatoren bør være oppløselig i impregneringsoppløsningen. Den foretrukne metallkationaktivator er en kilde forferri- eller ferro-kationet, som f.eks. ferrosulfat, ferroammoniumsulfat, ferroklorid, ferriammoniumsulfat og lignende. Mengden av aktivator, om denne anvendes er ikke kritisk og behøver bare være tilstrekkelig for å tilveiebringe den ønskede reaksjonshastighet. Generelt vil en metallkatioaktivator være til stede i en mengde på fra omtrent 0,00025 til omtrent 0,0025 vekt% av impregnerings-oppløsningen.
Andre aktivatorer som er effektive ved den foreliggende oppfinnelse er blitt oppdaget å være de vannoppløselige organiske hydroksylforbindelser med den empiriske formel
HO-CaH2a-Z
hvori a er et helt tall fra 1 til omtrent 5, og Z er et radikal valgt fra gruppen bestående av H, OH og (OCbhteb) nOR hvor b er 2, 3 eller blandinger derav, n er et helt tall fra 0 til omtrent 3, og R er et radikal valgt fra gruppen bestående av H, Cx H2X+1, og CyH2y+iCO, hvori x er et helt tall fra 1 til 5 og y er et helt fra 1 til 3. Foretrukket a=2 eller 3, og Z=(OCbH2b) nOR med den betingelse at når n=0 er R=CxH2x+i. Det foretrekkes således at den vannoppløselige hydroksyholdige organiske forbindelsesaktivator inneholder minst en annen gruppe eller radikal i sin molekylstruktur. Generelt vil en vannoppløselig organisk hydroksyl-forbindelsesaktivator være til stede i impregneringsoppløsningen i en mengde på omtrent 0,1 til omtrent 2,5 volum%, foretrukket fra omtrent 0,2 til 1,0 volum%.
De følgende eksempler er inkludert for å demonstrere visse illustrerende utførelsesformer av oppfinnelsen. Det vil av de fagkyndige bli forstått at de metoder som er vist i eksemplene som følger representerer metoder som av oppfinnerne er funnet å fungere godt i utøvelsen av oppfinnelsen og kan således betraktes som å utgjøre foretrukne måter for dens utøvelse. De fagkyndige vil imidlertid innse at mange endringer, i samsvar med den foreliggende fremstilling, kan gjøres i de spesifikke utførelsesformer som er vist og det kan fremdeles oppnås et likt eller lignende resultat uten å gå utenfor rammen for oppfinnelsen.
De følgende eksempler beskriver fremstillingen av en innkapslet peroksidkilde ifølge den foreliggende oppfinnelse og resultatene fra forsøk som prøver kvalitetene av det innkapslede peroksid under simulerte brønnbetingelser.
Eksempel 1
Findelt magnesiumperoksid innkapsles i et 10 % (vekt/vekt) belegg av akrylpolymer. Først tilsettes 20 g magnesiumperoksid under omrøring til en blanding av 10 ml av akrylpolymeroppløsningen (med 20 % (vekt/vekt) faststoffer) og 20 ml vann. Den resulterende slurry tørkes ved 93 °C i 30 minutter. Materialet ble avkjølt og det resulterende faststoff malt til et fint pulver.
Eksempel 2
Materialet fremstilt fra eksempel 1 ble underkastet en lekkasjetest ("leak off test") for å teste effektiviteten av det innkapslede peroksid ved nedbryting av filterkaken under simulerte borehullsbetingelser. Testen innebar å eksponere filterkaker til 3 % (vekt/vekt) KCI saltoppløsning og karbondioksid i en bestemt periode med høye temperaturer og trykk og deretter måle strømningen av saltopp-løsningen gjennom filterkaken. Denne måling gir en relativ sammenligning for hvorledes hver behandling har nedbrutt filterkaken.
I disse serier av forsøk var målet å bestemme om peroksid ville bli frigitt under de simulerte reservoarbetingelser. Svakt sure betingelser ble anvendt i testen for å simulere betingelsene som finnes i et typisk borehull og som skyldes nærværet av karbondioksid. Testen bestod i de følgende trinn.
Først ble en filtreringstaptest utført for å etablere filterkaker på keramiske skiver med 10 mikrometers porediameter ved de respektive testtemperaturer og 35,15 kg/cm<2>(500 psi) nitrogen differensialtrykk i 2 timer. Deretter ble cellen tømt og så fylt med en 3 % kaliumkloridoppløsning for å representere fortrengningen til kompletteringssaltløsningen. Deretter ble et svakt surt miljø frembrakt ved å trykksette cellen til 21,09 kg/cm<2>(300 psi) med karbondioksid og statisk aldring av cellen i 16 h ved 80 °C. Etter aldring ble til slutt saltløsnings-lekkasjetakten gjennom filterkaken ved 7,03 kg/cm<2>(100 psi) nitrogendifferensialtykkmålt. Dette sluttrinn er nyttig for å bestemme hvorledes filterkaken har endret seg sammenlignet med kontrollsammensetningen. Testen gir også informasjon om spurttap-og fiiltreringstapmåling som kan anvendes for å gi en indikasjon om polymerene er blitt nedbrutt ved for tidlig frigivelse av peroksid.
Testen skissert i det foregående ble utført på tre separate materialer. Først ble testen utført på et basisfluid hvis innhold er oppsummert i tabell 1. Deretter ble testen utført på basisfluidet hvortil det var blitt tilsatt 5 g magnesiumperoksid. Til slutt ble testen utført på basisfluidet +5 g polymerinnkapslet magnesiumperoksid, som beskrevet i eksempel 1.
Resultater for spurttap- og filtreringstaptesten for de tre materialer ved 93, 113 og 123 °C er oppsummert i respektive tabeller 2, 3 og 4. Resultatene for lekkasjetestene ved de samme tre temperaturer er oppsummert i tabellene 5, 6 og 7.
Resultatene av disse tester viser at polymerinnkapsling er en effektiv måte for å hindre tidlig frigivelse av peroksid. Verdiene for filtreringstaptesten er meget lignende både ved bruk av basisfluidet alene og ved bruk av basisfluidet pluss det innkapslede peroksid. I motsetning til dette er verdiene for basisfluidet pluss ikke-innkapslet peroksid mye høyere for både spurttesten og etter to timer, som indikerer at peroksidet allerede nedbryter filterkaken. Etter at filterkaken og test-fluidene var eksponert for karbondioksid reverserte imidlertid situasjonen seg. Etter karbondioksideksponering er resultatene for basisoppløsningen inneholdende det innkapslede peroksid meget lignende dem som oppnås ved bruk av basisoppløsningen pluss det ikke-innkapslede peroksid. I begge disse tilfeller er det hovedsakelig ingen lekkasjekontroll som indikerer at filterkaken er blitt sterkt svekket.
Eksempel 3
Magnesiumperoksid belegges med "Magnafloc" polymer. Polymeren anvendt i denne test er "Magnafloc" E30 og fås fra Ciba Specialty Chemicals som en 27 % (vekt/volum) polymer faststoff innehold i oljeemulsjon. Først tilsettes 5,6 ml av polymeremulsjonen under omrøring til 10 g finpulverisert magnesiumperoksid til å gi et 15 % (vekt/vekt) polyakrylamidbelegg på magnesiumperoksidet. Blanding av prøven fortsetter i 5 minutter for å sikre homogenitet. Etter dette tilsettes 5 g av det belagte materialet til fluidet beskrevet i tabell 4. Denne blanding blir så testet ved bruk av metoden beskrevet i eksempel 2 ved 93 °C. Resultatene fra denne test er gjengitt i tabellene 5 og 6.
Formålet for eksempel 3 er for det første at det viser den alternative "våte" fremstillingsmetode hvor polymeren ikke må tørkes på overflaten av partiklene. For det andre viser det at polyakrylamidhomopolymer fungerer som et belegg og innkapslingsmateriale, ettersom det hindrer for tidlig frigivelse av peroksid, som vist ved data i tabell 5 sammenlignet med et fluid som inneholder ikke-belagt magnesiumperoksid og at det tillater frigivelse av peroksid når pH er redusert som vist ved data i tabell 6.
I betraktning av det som er vist ovenfor bør en fagkyndig forstå og innse at en illustrerende utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse er generelt rettet på et borehullfluid som inkluderer en peroksidnedbrytbar polymer og en innkapslet peroksidkilde. I en foretrukket illustrerende utførelsesform er den peroksidnedbrytbare polymer et polysakkarid. Den innkapslede peroksidkilde er en ytterligere utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. I en foretrukket illustrerende utførelsesform er den peroksidkilde som er blitt innkapslet en uorganisk peroksidforbindelse. I en mer foretrukket illustrerende utførelsesform er den uorganiske peroksidforbindelse en peroksidforbindelse av sink, jordalkalimetaller og kombinasjoner derav. I en spesielt foretrukket illustrerende utførelsesform er peroksidkilden magnesiumperoksid.
Innkapslingsmaterialet er foretrukket stabilt i væsker med en pH verdi på omtrent 7,5 eller mer. Innkapslingsmaterialet en enterisk polymer. I en spesielt foretrukket illustrerende utførelsesform er polymeren en kopolymer av akrylsyre eller dens derivater og minst en akrylatforbindelse. Ennå mer spesielt foretrukket er kopolymerer av en blanding av monomerer valgt fra akrylsyre, akrylamid, metakrylsyre, etylakrylat, metylmetakrylat og kombinasjoner derav.
I en ytterligere illustrerende utførelsesform er den foreliggende oppfinnelse rettet generelt på en fremgangsmåte for bruk av fluider produsert fra en undergrunnsbergartsformasjon for å bevirke en endring i pH av et miljø nede i brønnen som vil bevirke at en peroksidkilde aktiveres. I en foretrukket illustrerende utførelsesform anvendes de produserte fluider for å endre pH av en filterkake. I en forskjellig foretrukket illustrerende utførelsesform anvendes de produserte fluider for å endre pH av et borehullsfluid i miljøet nede i brønnen.
I en ytterligere foretrukket illustrerende utførelsesform tilføres peroksidkilden til miljøet nede i brønnen i et borehullfluid. I en mer foretrukket illustrerende utførelsesform er borehullfluidet et av de ovenfor beskrevne borehullfluider inneholdende en innkapslet peroksidkilde og/eller en peroksidnedbrytbar polymer. I en spesielt foretrukket illustrerende utførelsesform inneholder borehullfluidet en uorganisk peroksidkilde, enda mer spesielt foretrukket er peroksidforbindelser av sink, jordalkalimetaller og kombinasjoner derav. Magnesiumperoksid er en mer spesielt foretrukket peroksidkilde.
Nytten av den foreliggende oppfinnelse vises videre i en ytterligere illustrerende utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Denne utførelses-form er rettet på en prosess for å nedbryte polysakkaridpolymerer inneholdt i en filterkake lokalisert på en undergrunnsbergartsformasjon. Denne prosess inkluderer trinnene med å oppslemme en peroksidkilde i et borehullsfluid, hvor borehullsfluidet har en pH verdi høyere enn omtrent 7,5. Ytterligere forbindelser, som vil være kjent og være ønskelige for de fagkyndige, kan inkluderes i borehullfluidet uten å gå utenfor rammen for den foreliggende oppfinnelse. Når borehullfluidet pumpes inn i brønnen bør noe av fluidet tillates å filtrere inn i under-grunnsbergartsformasjonen og derved danne en filterkake. Filterkaken bør inneholde polysakkaridene, peroksidkilden og eventuelle andre materialer oppslemmet i borehullfluidet. Arbeid kan nå utføres på brønnen uten å skade den beskyttende formasjon. Når alt ønsket arbeid er blitt fullført kan filterkaken fjernes ved å bringe brønnen til produksjon av et undergrunnsbergartsformasjonsfluid. Ettersom en vesentlig del av formasjonsfluidene kommer i kontakt med filterkaken vil pH av miljøet nede i brønnen synke og tillate at peroksidkilden aktiveres. Ettersom peroksidkilden aktiveres vil den frigi peroksid som i sin tur vil nedbryte polysakkaridpolymerene. Filterkaken vil bli svekket ved nedbrytningen av polymerene og vil følgelig bli mer permeabel for produksjonsfluider og resultere i økte produksjonstakter.
I en foretrukket illustrerende utførelsesform er peroksidkilden en av de peroksidkilder som er beskrevet ovenfor. I en mer foretrukket illustrerende utførelsesform er peroksidkilden blitt innkapslet som beskrevet i andre utførelses-former av oppfinnelsen.
Mens blandingene, metodene og prosessene ifølge denne oppfinnelse er blitt beskrevet på basis av foretrukne illustrerende utførelsesformer vil det være klart for de fagkyndige at variasjoner kan gjennomføres for både prosessene og blandingene beskrevet heri uten å gå utenfor innholdet og rammen for oppfinnelsen. Ytterligere er prosessene, metodene og blandingene beskrevet i denne fremstilling ikke ment å være begrenset til noen spesiell teknikk. Alle slike lignende erstatninger og modifikasjoner som vil være nærliggende for de fagkyndige på noen relevante områder hvor disse prosesser, metoder og blandinger kan finne anvendelse, er ansett å være innenfor rammen og ideen for oppfinnelsen som angitt i de etterfølgende patentkrav.
Claims (11)
1. Fremgangsmåte omfattende: tilsetning av peroksidnedbrytbare polymerer, fortrinnsvis et polysakkarid, til et borehullfluid;karakterisert vedtilsetning av en innkapslet peroksidkilde til et borehullfluid, der peroksidkilden er innkapslet i et innkapslingsmateriale som omfatter en filmdannende, enterisk polymer; de nevnte borehullfluider pumpes inn i borehullet; og pH av fluidet i borehullet endres ved bruk av en vesentlig del av fluidene produsert fra undergrunnsformasjonene slik at den innkapslede peroksidkilde aktiveres.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat
den innkapslede peroksidkilde omfatter et uorganisk peroksid, fortrinnsvis et uorganisk peroksid valgt fra et sinkperoksid, jordalkalimetallperoksider, og kombinasjoner derav.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
karakterisert vedat
jordalkalimetallperoksidet omfatter magnesiumperoksid.
4. Fremgangsmåte ifølge kravene 1-3,
karakterisert vedat
innkapslingsmaterialet er vesentlig uoppløselig i borehullfluider med en pH verdi høyere enn omtrent 7,5.
5. Fremgangsmåte ifølge kravene 1-4,
karakterisert vedat
den enteriske polymeren omfatter en kopolymer av akrylsyreforbindelser og akrylatforbindelser og fortrinnsvis omfatter den enteriske polymer en kopolymer av en blanding av monomerer valgt fra akrylsyre, akrylamid, metakrylsyre, etylakrylat, metylmetakrylat og kombinasjoner derav.
6. Fremgangsmåte for nedbrytning av polysakkaridpolymerer inneholdt i en filterkake lokalisert i funksjonell nærhet til overflaten av en undergrunnsbergartsformasjon som penetreres av en brønn, omfattende: oppslemming av et metallperoksid i et polysakkaridholdig borehullfluid, hvor borehullfluidet har en pH verdi høyere enn omtrent 7,5, borehullfluidet pumpes inn i brønnen, det tillates noe filtrering av fluidet inn i en undergrunnsbergartsformasjon for å frembringe en filterkake, hvor filterkaken inneholder metallperoksidet, polysakkaridet, og eventuelle andre materialer som kan være blitt oppslemmet i borehullfluidet, brønnen bringes i produksjon av et undergrunnsbergartsformasjonsfluid, hvori formasjonsfluidet fremviser en pH lavere enn omtrent 7,0, formasjonsfluidene tillates å komme i kontakt med filterkaken slik at pH verdien av filterkaken senkes, og metallperoksidet i filterkaken tillates ved den lavere pH å aktiveres og nedbryte polysakkaridkomponentene slik at filterkaken bringes til å svekkes og/eller øke i permeabilitet slik at produksjonsta<p>ene økes
karakterisert vedat
metallperoksidet er innkapslet i et innkapslingsmateriale som omfatter en filmdannende, enterisk polymer.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6,
karakterisert vedat
innkapslingsmaterialet er vesentlig uoppløselig i borehullfluider med en pH verdi på minst omtrent 7,5.
8. Fremgangsmåte ifølge kravene 6 eller 7,
karakterisert vedat
den enteriske polymeren omfatter en kopolymer av akrylsyreforbindelser og akrylatforbindelser, fortrinnsvis hvor den enteriske polymer omfatter en kopolymer av en blanding av monomerer valgt fra akrylsyre, akrylamid, metakrylsyre, etylakrylat, metylmetakrylat og kombinasjoner derav.
9. Borehullfluid omfattende en peroksidnedbrytbar polymer, fortrinnsvis polysakkarid, og en peroksidkilde,karakterisert vedat peroksidkilden er innkapslet i et innkapslingsmateriale som omfatter en filmdannende, enterisk polymer, og fortrinnsvis hvor innkapslingsmaterialet er hovedsakelig uoppløselig i borehullfluider med en pH verdi høyere enn omtrent 7,5.
10. Borehullfluid ifølge krav 9,
karakterisert vedat
den enteriske polymer omfatter en kopolymer av akrylsyreforbindelser og akrylatforbindelser, fortrinnsvis hvor den enteriske polymer omfatter en kopolymer av en blanding av monomerer valgt fra akrylsyre, akrylamid, metakrylsyre, etylakrylat, metylakrylat og kombinasjoner derav.
11. Borehullfluid ifølge kravene 9 eller 10,
karakterisert vedat
peroksidkilden omfatter en uorganisk peroksidforbindelse, foretrukket valgt fra et sinkperoksid, jordalkalimetallperoksider, og kombinasjoner derav, og mer foretrukket magnesiumperoksid.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/026,063 US6861394B2 (en) | 2001-12-19 | 2001-12-19 | Internal breaker |
PCT/US2002/040702 WO2003054109A1 (en) | 2001-12-19 | 2002-12-18 | Improved internal breaker |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20043061L NO20043061L (no) | 2004-07-16 |
NO338089B1 true NO338089B1 (no) | 2016-07-25 |
Family
ID=21829672
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20043061A NO338089B1 (no) | 2001-12-19 | 2004-07-16 | Fremgangsmåter omfattende tilsetning av peroksidnedbrytbare polymerer til et borehullsfluid, samt borehullsfluidet omfattende en peroksidnedbrytbar polymer |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6861394B2 (no) |
EP (3) | EP1900903B1 (no) |
AR (1) | AR037959A1 (no) |
AT (1) | ATE395389T1 (no) |
AU (1) | AU2002346737A1 (no) |
CA (1) | CA2471155C (no) |
DE (1) | DE60226640D1 (no) |
MX (1) | MXPA04006016A (no) |
NO (1) | NO338089B1 (no) |
WO (1) | WO2003054109A1 (no) |
Families Citing this family (113)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6818594B1 (en) * | 1999-11-12 | 2004-11-16 | M-I L.L.C. | Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use |
US7080688B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for degrading filter cake |
US7168489B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids |
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 |
US6861394B2 (en) * | 2001-12-19 | 2005-03-01 | M-I L.L.C. | Internal breaker |
US6691780B2 (en) | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
US7079736B2 (en) | 2002-06-28 | 2006-07-18 | The Furukawa Electric Co., Ltd. | Optical fiber for WDM system and manufacturing method thereof |
WO2004050791A1 (en) * | 2002-12-02 | 2004-06-17 | Genesis International Oilfield Services Inc. | Drilling fluid and methods of use thereof |
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 |
US7228904B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
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 |
US20050130848A1 (en) * | 2003-06-27 | 2005-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
US7178596B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
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 |
US6997259B2 (en) * | 2003-09-05 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for forming a permeable and stable mass in a subterranean formation |
US7021377B2 (en) * | 2003-09-11 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing filter cake from well producing zones |
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 |
US7833944B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
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 |
US7159658B2 (en) * | 2003-09-19 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean zones |
US7195068B2 (en) * | 2003-12-15 | 2007-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations |
US7036586B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions |
US7156174B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Contained micro-particles for use in well bore operations |
US7204312B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
US20050173116A1 (en) | 2004-02-10 | 2005-08-11 | Nguyen Philip D. | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back |
US20050183741A1 (en) * | 2004-02-20 | 2005-08-25 | Surjaatmadja Jim B. | Methods of cleaning and cutting using jetted fluids |
US7211547B2 (en) | 2004-03-03 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications |
US7172022B2 (en) * | 2004-03-17 | 2007-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations |
US7353879B2 (en) * | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
US7093664B2 (en) * | 2004-03-18 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin |
AU2005231738A1 (en) * | 2004-03-26 | 2005-10-20 | Katz, David F. Mr | Bioresponsive polymer system for delivery of microbicides |
US20070078063A1 (en) * | 2004-04-26 | 2007-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids and methods of treating subterranean formations |
US7299875B2 (en) | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
US7621334B2 (en) * | 2005-04-29 | 2009-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US7547665B2 (en) * | 2005-04-29 | 2009-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US20060032633A1 (en) * | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Nguyen Philip D | Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers |
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 |
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 |
US8030249B2 (en) | 2005-01-28 | 2011-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
US20060169182A1 (en) | 2005-01-28 | 2006-08-03 | 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 |
US7497258B2 (en) * | 2005-02-01 | 2009-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions |
US20070298977A1 (en) * | 2005-02-02 | 2007-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
US8598092B2 (en) | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
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 |
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 |
US7595280B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
US7484564B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
US7713916B2 (en) * | 2005-09-22 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
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 |
US7717177B2 (en) * | 2006-05-23 | 2010-05-18 | M-I Llc | Energized fluid for generating self-cleaning filter cake |
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 |
US8329621B2 (en) | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
US7678742B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7678743B2 (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 |
US7455112B2 (en) * | 2006-09-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the control of the rates of acid-generating compounds in acidizing operations |
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 |
US20080194432A1 (en) * | 2007-02-14 | 2008-08-14 | Jurgen Heidlas | Method for breaking the viscosity of polymer-thickened aqueous systems for mineral oil and natural gas exploration |
US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
US20080202764A1 (en) | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
BRPI0815074A2 (pt) * | 2007-08-03 | 2015-02-03 | Mi Llc | Rompedor de ação retardada |
EA017950B1 (ru) * | 2007-11-30 | 2013-04-30 | Эм-Ай ЭлЭлСи | Диспергирующие флюиды и способы применения таковых |
EP2247702B1 (en) * | 2008-01-18 | 2013-11-06 | M-I L.L.C. | Degradable non-aqueous gel systems |
US20090197780A1 (en) * | 2008-02-01 | 2009-08-06 | Weaver Jimmie D | Ultrafine Grinding of Soft Materials |
WO2009112948A2 (en) * | 2008-03-12 | 2009-09-17 | M-I Drilling Fluids Uk Limited | Methods and systems of treating a wellbore |
EP2265686A4 (en) * | 2008-03-13 | 2011-05-25 | M I Drilling Fluids Uk Ltd | VISCOSITY REDUCER FOR WATER-BASED SLUDGE |
US8327926B2 (en) | 2008-03-26 | 2012-12-11 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Method for removing a consumable downhole tool |
US8235102B1 (en) | 2008-03-26 | 2012-08-07 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Consumable downhole tool |
US8006760B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
US20110094747A1 (en) | 2008-05-09 | 2011-04-28 | M-I L.L.C. | Method of remediating bit balling using oxidizing agents |
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 |
MX2011003898A (es) * | 2008-10-13 | 2011-05-25 | Mi Llc | Tratamiento de fluidos de perforacion recuperados. |
BRPI0921008A2 (pt) * | 2008-11-13 | 2015-12-15 | Mi Llc | agentes de formação de ponte particulados usados para a formação e a ruptura de bolos de filtro em furos de poço. |
US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
US20100212906A1 (en) * | 2009-02-20 | 2010-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for diversion of hydraulic fracture treatments |
US7998910B2 (en) | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
WO2010099055A2 (en) * | 2009-02-27 | 2010-09-02 | Fmc Corporation | Peracid oil-field viscosity breaker and method |
EA021681B1 (ru) * | 2009-03-18 | 2015-08-31 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Текучая среда для обработки скважин |
US9290689B2 (en) * | 2009-06-03 | 2016-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated tracers |
US8393395B2 (en) * | 2009-06-03 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated chemical during fracturing |
US8082992B2 (en) | 2009-07-13 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid-controlled geometry stimulation |
AR082347A1 (es) * | 2010-07-28 | 2012-11-28 | Chevron Usa Inc | Sistema y metodo de reutilizacion de agua de fluido de fractura |
MX359024B (es) | 2012-02-05 | 2018-09-11 | Tucc Tech Llc | Composiciones fluidizadas de peróxido de metal térreo. |
CN103147730B (zh) * | 2013-03-22 | 2015-09-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用有机固体废弃物提高原油采收率的方法 |
US9399729B2 (en) | 2013-04-04 | 2016-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
CA2918957C (en) | 2013-08-02 | 2021-09-21 | Dow Global Technologies Llc | Encapsulated internal filter cake breakers with improved release properties |
US10287865B2 (en) | 2014-05-19 | 2019-05-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Use of an acid soluble or degradable solid particulate and an acid liberating or acid generating composite in the stimulation of a subterranean formation |
CA2954341C (en) | 2014-08-20 | 2018-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally acceptable, low temperature gel breaking system |
US10308860B2 (en) * | 2015-06-15 | 2019-06-04 | Ethical Solutions Llc | Compositions and methods for filter cake removal |
EP3175695A1 (de) | 2015-12-03 | 2017-06-07 | Horsch Maschinen GmbH | Saatgutandruckrolle |
DE102015121083A1 (de) | 2015-12-03 | 2017-06-08 | Horsch Maschinen Gmbh | Saatgutandruckrolle |
WO2017132659A1 (en) | 2016-01-29 | 2017-08-03 | M-I L.L.C. | Thermal stability of high temperature oil based system enhanced by organophilic clay |
WO2018048428A1 (en) | 2016-09-09 | 2018-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed breaker composition |
AU2020275315A1 (en) * | 2019-05-15 | 2021-12-16 | Schlumberger Technology B.V. | Breaker fluids and methods of use thereof |
US11639462B2 (en) * | 2020-11-30 | 2023-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Intentional degradation of hollow particles for annular pressure build-up mitigation |
FR3133681A1 (fr) * | 2022-03-16 | 2023-09-22 | Stmicroelectronics Sa | Alimentation d'un module NFC |
WO2024020339A1 (en) * | 2022-07-18 | 2024-01-25 | Schlumberger Technology Corporation | Application of organic oxidizer and enzyme combination as breaker fluid for filter cake cleanup |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5783527A (en) * | 1994-03-15 | 1998-07-21 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake |
EP1152121A2 (en) * | 2000-05-05 | 2001-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Breaking fracturing fluid in subterranean formation |
Family Cites Families (37)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO30373A (no) | 1918-03-06 | |||
US3785438A (en) | 1972-02-24 | 1974-01-15 | Chem Additives Co | Methods for minimizing fluid loss of wellbore fluids |
US3872018A (en) | 1972-11-15 | 1975-03-18 | Oil Base | Water loss additive for sea water mud comprising an alkaline earth oxide or hydroxide, starch and polyvinyl alcohol |
US4046197A (en) | 1976-05-03 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Well completion and workover method |
US4186803A (en) | 1976-10-26 | 1980-02-05 | Texas Brine Corporation | Well completion and work over method |
US4369843A (en) | 1976-10-26 | 1983-01-25 | Texas Brine Corporation | Well completion and work over method |
US4387769A (en) | 1981-08-10 | 1983-06-14 | Exxon Production Research Co. | Method for reducing the permeability of subterranean formations |
US4561985A (en) | 1982-06-28 | 1985-12-31 | Union Carbide Corporation | Hec-bentonite compatible blends |
US4837323A (en) | 1985-01-14 | 1989-06-06 | The Dow Chemical Company | Corrosion inhibitors |
GB8517972D0 (en) * | 1985-07-17 | 1985-08-21 | Int Paint Plc | Powder coating compositions |
US4741401A (en) * | 1987-01-16 | 1988-05-03 | The Dow Chemical Company | Method for treating subterranean formations |
US4836940A (en) | 1987-09-14 | 1989-06-06 | American Colloid Company | Composition and method of controlling lost circulation from wellbores |
US5492646A (en) * | 1988-01-19 | 1996-02-20 | Allied Colloids Limited | Polymeric matrix particle compositions containing coacervate polymer shell |
US4822500A (en) | 1988-02-29 | 1989-04-18 | Texas United Chemical Corporation | Saturated brine well treating fluids and additives therefore |
US4846981A (en) | 1988-12-19 | 1989-07-11 | Texaco Inc. | Method of restoring permeability around wellbores |
US5158139A (en) | 1991-06-20 | 1992-10-27 | Shell Oil Company | Well completion method and fluid loss control composition |
US5253711A (en) * | 1992-03-02 | 1993-10-19 | Texas United Chemical Corp. | Process for decomposing polysaccharides in alkaline aqueous systems |
US5251697A (en) | 1992-03-25 | 1993-10-12 | Chevron Research And Technology Company | Method of preventing in-depth formation damage during injection of water into a formation |
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 |
US5624886A (en) * | 1992-07-29 | 1997-04-29 | Bj Services Company | Controlled degradation of polysaccharides |
US5380790A (en) | 1993-09-09 | 1995-01-10 | Eastman Chemical Company | Process for the preparation of acrylic polymers for pharmaceutical coatings |
CN1104996A (zh) | 1993-11-18 | 1995-07-12 | 董国兴 | 新型过氧化钙粉末及其制作方法 |
US5437331A (en) * | 1994-08-24 | 1995-08-01 | The Western Company Of North America | Method for fracturing subterranean formations using controlled release breakers and compositions useful therein |
GB2297978A (en) * | 1995-02-15 | 1996-08-21 | Procter & Gamble | Detergent compositions containing amylase |
US5960878A (en) | 1995-03-29 | 1999-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of protecting well tubular goods from corrosion |
US5981447A (en) * | 1997-05-28 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations |
US6248700B1 (en) | 1997-11-05 | 2001-06-19 | Great Lakes Chemical | Carboxylate-based well bore treatment fluids |
CA2222087C (en) | 1997-11-25 | 2003-09-02 | Canadian Fracmaster Ltd. | Encapsulated breaker for oil gel system |
US6225262B1 (en) * | 1998-05-29 | 2001-05-01 | 3M Innovative Properties Company | Encapsulated breaker slurry compositions and methods of use |
US6162766A (en) * | 1998-05-29 | 2000-12-19 | 3M Innovative Properties Company | Encapsulated breakers, compositions and methods of use |
US6138760A (en) * | 1998-12-07 | 2000-10-31 | Bj Services Company | Pre-treatment methods for polymer-containing fluids |
US6209646B1 (en) * | 1999-04-21 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling the release of chemical additives in well treating fluids |
US6207620B1 (en) * | 1999-06-04 | 2001-03-27 | Texaco Inc. | Use of encapsulated acid in acid fracturing treatments |
US6818594B1 (en) * | 1999-11-12 | 2004-11-16 | M-I L.L.C. | Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use |
WO2002055843A1 (en) * | 2001-01-09 | 2002-07-18 | Bj Services Company | Well treatment fluid compositions and methods for their use |
US7256160B2 (en) * | 2001-11-13 | 2007-08-14 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing fluids for delayed flow back operations |
US6861394B2 (en) * | 2001-12-19 | 2005-03-01 | M-I L.L.C. | Internal breaker |
-
2001
- 2001-12-19 US US10/026,063 patent/US6861394B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-12-18 EP EP07120812.8A patent/EP1900903B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-12-18 EP EP07120811A patent/EP1900902A1/en not_active Withdrawn
- 2002-12-18 CA CA2471155A patent/CA2471155C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-12-18 AT AT02784805T patent/ATE395389T1/de not_active IP Right Cessation
- 2002-12-18 WO PCT/US2002/040702 patent/WO2003054109A1/en not_active Application Discontinuation
- 2002-12-18 MX MXPA04006016A patent/MXPA04006016A/es active IP Right Grant
- 2002-12-18 AU AU2002346737A patent/AU2002346737A1/en not_active Abandoned
- 2002-12-18 EP EP02784805A patent/EP1461399B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-12-18 DE DE60226640T patent/DE60226640D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-12-19 AR ARP020105048A patent/AR037959A1/es active IP Right Grant
-
2004
- 2004-07-16 NO NO20043061A patent/NO338089B1/no not_active IP Right Cessation
- 2004-11-17 US US10/990,707 patent/US7427582B2/en not_active Expired - Lifetime
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5783527A (en) * | 1994-03-15 | 1998-07-21 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake |
EP1152121A2 (en) * | 2000-05-05 | 2001-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Breaking fracturing fluid in subterranean formation |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2003054109A1 (en) | 2003-07-03 |
US7427582B2 (en) | 2008-09-23 |
AU2002346737A1 (en) | 2003-07-09 |
CA2471155A1 (en) | 2003-07-03 |
EP1900903B1 (en) | 2014-01-22 |
ATE395389T1 (de) | 2008-05-15 |
EP1461399A1 (en) | 2004-09-29 |
MXPA04006016A (es) | 2004-11-10 |
US6861394B2 (en) | 2005-03-01 |
EP1461399B1 (en) | 2008-05-14 |
US20030114314A1 (en) | 2003-06-19 |
NO20043061L (no) | 2004-07-16 |
AR037959A1 (es) | 2004-12-22 |
EP1900902A1 (en) | 2008-03-19 |
CA2471155C (en) | 2011-05-24 |
US20050090404A1 (en) | 2005-04-28 |
DE60226640D1 (de) | 2008-06-26 |
EP1900903A1 (en) | 2008-03-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO338089B1 (no) | Fremgangsmåter omfattende tilsetning av peroksidnedbrytbare polymerer til et borehullsfluid, samt borehullsfluidet omfattende en peroksidnedbrytbar polymer | |
CA2640949C (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
EP3027702B1 (en) | Encapsulated internal filter cake breakers with improved release properties | |
NO331598B1 (no) | Bore- og vedlikeholdsvaesker og fremgangsmater for a fjerne filterkakeavsetninger | |
GB2412389A (en) | Process for treating underground formations | |
NO334859B1 (no) | Fremgangsmåte for å bryte et vandig fraktureringsfluid | |
NO310314B1 (no) | Fremgangsmåte og fluid for å lette fjerning av filterkake i borehull | |
CA2694970C (en) | Delayed breaker | |
CA2461297C (en) | Viscous well treating fluids and methods | |
WO2000008112A1 (en) | Bromate/bromine filtercake removal fluid | |
GB2393464A (en) | Compositions for improving the permeability of wells | |
US20060135372A1 (en) | Controlled degradation of filtercakes and other downhole compositions | |
US20100132951A1 (en) | Controlled De-functionalization of Filtercakes and Other Downhole Compositions | |
MX2008009660A (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |