NO338985B1 - Sammensetning for anvendelse i en brønn og brønnbehandlingsfremgangsmåte. - Google Patents
Sammensetning for anvendelse i en brønn og brønnbehandlingsfremgangsmåte. Download PDFInfo
- Publication number
- NO338985B1 NO338985B1 NO20051703A NO20051703A NO338985B1 NO 338985 B1 NO338985 B1 NO 338985B1 NO 20051703 A NO20051703 A NO 20051703A NO 20051703 A NO20051703 A NO 20051703A NO 338985 B1 NO338985 B1 NO 338985B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- acid
- solid
- composition
- fluid
- filter cake
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 63
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims abstract description 65
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 58
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 claims abstract description 55
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 54
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 44
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 21
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 claims abstract description 18
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 16
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 claims description 62
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 32
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 13
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims description 13
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims description 13
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 7
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 6
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 6
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 5
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 5
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical compound CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 claims description 3
- DHAHRLDIUIPTCJ-UHFFFAOYSA-K aluminium metaphosphate Chemical compound [Al+3].[O-]P(=O)=O.[O-]P(=O)=O.[O-]P(=O)=O DHAHRLDIUIPTCJ-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 3
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 claims description 3
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 claims description 3
- QXDMQSPYEZFLGF-UHFFFAOYSA-L calcium oxalate Chemical compound [Ca+2].[O-]C(=O)C([O-])=O QXDMQSPYEZFLGF-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000001506 calcium phosphate Substances 0.000 claims description 3
- 229910000389 calcium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000011010 calcium phosphates Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 claims description 3
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 claims description 3
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 claims description 3
- QORWJWZARLRLPR-UHFFFAOYSA-H tricalcium bis(phosphate) Chemical compound [Ca+2].[Ca+2].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O.[O-]P([O-])([O-])=O QORWJWZARLRLPR-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 3
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 claims description 2
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 claims description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 39
- 239000000654 additive Substances 0.000 abstract description 24
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 18
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 14
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 12
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 abstract description 8
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 abstract description 8
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 7
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 17
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 16
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 14
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 12
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 9
- 229960004275 glycolic acid Drugs 0.000 description 9
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 9
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 8
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 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
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 6
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 4
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 3
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- OORRCVPWRPVJEK-UHFFFAOYSA-N 2-oxidanylethanoic acid Chemical compound OCC(O)=O.OCC(O)=O OORRCVPWRPVJEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 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 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-REOHCLBHSA-N L-lactic acid Chemical compound C[C@H](O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-REOHCLBHSA-N 0.000 description 2
- 208000034530 PLAA-associated neurodevelopmental disease Diseases 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 2
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 2
- 239000010408 film Substances 0.000 description 2
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000006069 physical mixture Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- OVSKIKFHRZPJSS-UHFFFAOYSA-N 2,4-D Chemical compound OC(=O)COC1=CC=C(Cl)C=C1Cl OVSKIKFHRZPJSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OZZQHCBFUVFZGT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-hydroxypropanoyloxy)propanoic acid Chemical compound CC(O)C(=O)OC(C)C(O)=O OZZQHCBFUVFZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M Lactate Chemical compound CC(O)C([O-])=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000422980 Marietta Species 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 229920001244 Poly(D,L-lactide) Polymers 0.000 description 1
- JOAZYDDBEOKHDP-UHFFFAOYSA-N [K].[Zn].[Na] Chemical compound [K].[Zn].[Na] JOAZYDDBEOKHDP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JQPQZHIUHRBBHU-UHFFFAOYSA-N [Na].[Mg].[Ca] Chemical compound [Na].[Mg].[Ca] JQPQZHIUHRBBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 229910021502 aluminium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920006125 amorphous polymer Polymers 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 1
- CJZGTCYPCWQAJB-UHFFFAOYSA-L calcium stearate Chemical compound [Ca+2].CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O CJZGTCYPCWQAJB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000013539 calcium stearate Nutrition 0.000 description 1
- 239000008116 calcium stearate Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002178 crystalline material Substances 0.000 description 1
- -1 cyclic ester Chemical class 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 1
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- OVBPIULPVIDEAO-LBPRGKRZSA-N folic acid Chemical compound C=1N=C2NC(N)=NC(=O)C2=NC=1CNC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CCC(O)=O)C(O)=O)C=C1 OVBPIULPVIDEAO-LBPRGKRZSA-N 0.000 description 1
- 229910001679 gibbsite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000002198 insoluble material Substances 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 150000003903 lactic acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 239000012764 mineral filler Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 229920001606 poly(lactic acid-co-glycolic acid) Polymers 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 235000019828 potassium polyphosphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000010298 pulverizing process Methods 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 229910000031 sodium sesquicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000018341 sodium sesquicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
- WCTAGTRAWPDFQO-UHFFFAOYSA-K trisodium;hydrogen carbonate;carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].OC([O-])=O.[O-]C([O-])=O WCTAGTRAWPDFQO-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N ε-Caprolactone Chemical compound O=C1CCCCCO1 PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- 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
- Y10S507/922—Fracture fluid
- Y10S507/923—Fracture acidizing
-
- 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
- Y10S507/933—Acidizing or formation destroying
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Polyesters Or Polycarbonates (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Biological Depolymerization Polymers (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Materials For Medical Uses (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Filtering Materials (AREA)
- Cereal-Derived Products (AREA)
- Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
- Beans For Foods Or Fodder (AREA)
- Saccharide Compounds (AREA)
- Bakery Products And Manufacturing Methods Therefor (AREA)
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
- Luminescent Compositions (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Pigments, Carbon Blacks, Or Wood Stains (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Steroid Compounds (AREA)
- Oscillators With Electromechanical Resonators (AREA)
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
Foreliggende oppfinnelse angår en sammensetning og fremgangsmåte for generering av selv-destruerende filterkaker i borebrønner og i undergrunnsformasjoner. Mer spesielt angår den en sammensetning og fremgangsmåte for injeksjon av fluider inneholdende faste stoffer som danner filterkaker hvor syrer dannes etter at filterkakene er plassert. Sammensetningen og fremgangsmåten anvendes i oljefeltapplikasjoner.
Det er mange oljefeltapplikasjoner hvor filterkaker er nødvendige i borebrønnen, i regionen nære borebrønnen eller i ett eller flere nivåer av formasjonen. Slike applikasjoner er de hvor det uten et filterkakefluid ville lekke ut i porøse bergarter ved en uønsket hastighet under en brønnbehandling. Slike behandlinger omfatter boring, bore-inn ("drill-in"), komplettering, stimulering (for eksempel hydraulisk frakturering eller matriksoppløsning), sandkontroll (for eksempel gruspakking, frac-pakking og sandkompaktering), avledning, avleiringskontroll, vannkontroll og andre. Typisk, etter at disse behandlingene er fullført, er fortsatt tilstedeværelse av filterkaken uønsket eller uakseptabelt.
Faste, uoppløselige materialer (som kan betegnes fluidtapsadditiver og filterkakekomponenter) blir typisk tilsatt fluider som anvendes i disse behandlingene for å danne filterkakene, selv om oppløselige (eller i det minste meget dispergerte) komponenter av fluider (så som polymerer eller tverrbundne polymerer) noen ganger kan danne filterkakene. Fjerning av filterkaken blir typisk oppnådd enten ved mekaniske midler (skraping, spyling eller lignende), ved påfølgende tilsetning av et fluid inneholdende et middel (så som en syre, en base eller et enzym) som løser opp minst en del av filterkaken, eller ved manipulering av den fysiske tilstanden til filterkaken (for eksempel ved emulsjonsinversjon). Disse fjerningsmetodene krever vanligvis et verktøy eller tilsetning av et annet fluid (for eksempel å endre pH eller å tilsette et kjemikalie). Dette kan noen ganger gjøres i borebrønnen, men kan normalt ikke gjøres i et proppemiddel eller gruspakke. Noen ganger kan operatøren være avhengig av strømmen av produserte fluider (som vil være i motsatt retning fra strømmen til fluidet da filterkaken ble lagt ned) for å løsne filterkaken, eller for å oppløse filterkaken (for eksempel dersom det er et oppløselig salt). Disse metodene krever imidlertid fluidstrøm og resulterer ofte i langsom eller ufullstendig filterkakefjerning. Noen ganger kan et nedbrytningsmiddel innføres i filterkaken, men disse må normalt være forsinket (for eksempel ved forestring eller innkapsling) og de er ofte dyre og/eller vanskelige å plassere og/eller vanskelig å utløse.
US2002142919 A beskriver belegg for brønnsikter som beskytter siktene mot skader når de blir innsatt i borehullet, og idet de er nede i brønnen, frigjør reaktive materialer for å reagere med og nedbryte potensielt pluggende materialer slik som faststoffer fra boring, fluid filterkaker, fluidtapsadditiver, og borefluider. Beleggene kan være spesielt utviklet for individuelle brønnforhold og omfatter et bindemiddel som enten smelter eller oppløses i borehullet og ett eller flere reaktive materialer som frigjøres i sikten og i nærheten av borehullområdet og som er effektive ved nedbrytning eller oppløsning av materialer som potensielt kan plugge igjen sikten.
EP 0404489 vedrører anvendelse av et hydroksyeddiksyrekondensasjons-produkt som et fluidtapsmateriale i en brønnkomplettering eller overhalings-prosess i hvilken et fluid omfattende en hydrolyserbar vandige gel anvendes. Hydroksyeddiksyrekondensasjonsproduktet degraderer ved formasjons-betingelser for å tilveiebringe hydroksyeddiksyre som bryter den vandige gelen.
Det er et behov for en ny sammensetning og metode hvor en filterkake blir dannet fra minst to komponenter, av én som langsomt reagerer med vann og av den andre som reagerer med et reaksjonsprodukt fra den første for å destruere filterkaken spontant.
Oppsummering av oppfinnelsen
Ifølge oppfinnelsen tilveiebringes en sammensetning for anvendelse i en brønn, idet sammensetningen er i form av en fiber, kule, bånd eller plate og dannet av partikler, som hver omfatter: en fast syreforløper valgt fra laktid, glykolid, polymelkesyre, polyglykolsyre, kopolymerer av polymelkesyre og polyglykolsyre, kopolymerer av glykolsyre med andre hydroksy-, karboksylsyre- eller hydroksykarboksylsyreholdige grupper, kopolymerer av melkesyre med andre hydroksy-, karboksylsyre- eller hydroksykarboksylsyreholdige grupper og blandinger derav, og et fast, syrereaktivt materiale valgt fra borsyre, boraks, magnesiumhydroksid, kalsiumkarbonat, aluminiumhydroksid, kalsiumoksalat, kalsiumfosfat, aluminiummetafosfat, natrium-sink-kalium-polyfosfat glass og natrium-kalsium-magnesium-polyfosfatglass.
Fortrinnsvis omgir den faste syreforløperen det faste, syrereaktive materialet, og er belagt med et hydrolyseforsinkende materiale.
Oppfinnelsen vedrører også brønnbehandlingsfremgangsmåte omfattende: fremstilling av et brønnbehandlingsfluid som omfatter en sammensetning i henhold til et hvilket som helst av de to foregående avsnitt; injisering av fluidet inn i brønnen, hvorved fluidet kontakter overflaten av en undergrunnsformasjon som omgir brønnen og danner filterkaken som omfatter partiklene i sammensetningen på formasjonsoverflaten; og tillate minst én andel av denne faste syreforløperen å hydrolysere, hvorved minst en andel av partiklene løses opp, og derved minst delvis ødelegge filterkaken og tillate økt fluidstrøm inn eller ut av formasjonen.
Kort beskrivelse av tegningene
Figur 1 viser forskjellige organiske syrers evne til å oppløse kalsitt.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Utmerkede kilder til syre som kan dannes nede i brønnen når og hvor det er nødvendig, er faste, sykliske dimerer eller faste polymerer av visse organiske syrer, som hydrolyserer under kjente og kontrollerbare temperatur-, tid- og pH-forhold for å danne de organiske syrene.
Vi vil kalle disse faste stoffene "syreforløpere" og vi vil kalle dannelsen av syre nede i brønnen "forsinket syredannelse". Ett eksempel på en egnet fast syre-forløper er den faste sykliske dimeren av melkesyre (kjent som "laktid"), som har et smeltepunkt på 95 til 125 °C, (avhengig av den optiske aktiviteten). Et annet er en polymer av melkesyre, (noen ganger betegnet en polymelkesyre (eller "PLA") eller en polylaktat eller en polylaktid). Et annet eksempel er den faste sykliske dimeren av glykolsyre (kjent som "glykolid"), som har et smeltepunkt på ca. 86 °C. Enda et annet eksempel er en polymer av glykolsyre (hydroksyeddiksyre) også kjent som polyglykolsyre ("PGA"), eller polyglykolid. Et annet eksempel er en kopolymer av melkesyre og glykolsyre. Disse polymerene og kopolymerene er polyestere.
Cargill Dow, Minnetonka, MN, USA, fremstiller den faste sykliske melkesyre-dimeren betegnet "laktid" og produserer fra det melkesyrepolymerer eller poly-laktater, med varierende molekylvekter og krystallinitetsgrader, under det generiske handelsnavnet NATUREWORKS™ PLA. PLA-ene som for tiden er tilgjengelige fra Cargill Dow, har molekylvekter på opptil ca. 100 000, selv om ethvert polylaktid (fremstilt ved enhver metode av enhver produsent) og ethvert molekylvekt materiale med enhver krystallinitetsgrad kan anvendes i utførelsene av oppfinnelsen. PLA-polymerer er faste stoffer ved romtemperatur og blir hydrolyser! av vann for å danne melkesyre. De som er tilgjengelige fra Cargill Dow, har typisk krystallinske smeltetemperaturer på fra ca. 120 til ca. 170 °C, men andre kan oppnås. Poly(d,l-laktid) er tilgjengelig fra Bio-lnvigor, Beijing og Taiwan, med molekylvekter på opptil 500 000. Bio-lnvigor leverer også polyglykolsyre (også kjent som polyglykolid) og forskjellige kopolymerer av melkesyre og glykolsyre, ofte betegnet "polyglaktin"eller poly(laktid-ko-glykolid). Hydrolysereaksjonshastighetene til alle disse materialene styres av molekyl-vekten, krystalliniteten (forholdet mellom krystallinsk og amorft materiale), den fysiske formen (størrelse og form av det faste stoffet) og i tilfellet av polylaktid, mengdene av de to optiske isomerene. (Det naturlig forekommende l-laktidet danner delvis krystallinske polymerer; syntetisk dl-laktid danner amorfe polymerer.) Amorfe områder er mer utsatt for hydrolyse enn krystallinske områder. Lavere molekylvekter, mindre krystallinitet og større forhold mellom overflate og masse resulterer alle i raskere hydrolyse. Hydrolyse akselereres ved å øke temperaturen, ved tilsetning av syre eller base eller ved tilsetning av et materiale som reagerer med hydrolyseproduktet(ene).
Homopolymerer kan være mer krystallinske; kopolymerer tenderer å være amorfe hvis de ikke er blokk-kopolymerer. Krystallinitetsgraden kan kontrolleres ved fremstillingsmetoden for homopolymerer og ved fremstillings-metode og forholdet og fordeling av laktid og glykolid for kopolymerene. Polyglykolid kan fremstilles i en porøs form. Noen av polymerene oppløses
meget langsomt i vann før de hydrolyserer.
Andre materialer egnet som faste syreforløpere, er alle polymerene av hydroksyeddiksyre (glykolsyre) med seg selv eller andre hydroksy-, karboksylsyre- eller hydroksykarboksylsyreholdige grupper beskrevet i U. S.
Patent nr. 4,848,467; 4,957,165; og 4,986,355.
I mange oljefeltapplikasjoner, er fluidtapsadditiver og filterkaker nødvendig under en behandling, men etter behandlingen er det ønskelig at fluidtapsadditivene eller filterkake hovedsakelig er borte. For å lage fluidtapsadditiver og filterkakekomponenter blir syreoppløselige eller syrereaktive materialer, så som, men ikke begrenset til magnesia, aluminiumhydroksid, kalsitt, kalsiumoksalat, kalsiumfosfat, aluminium-metafosfat, natrium-sink-kalium-polyfosfat glass og natrium-kalsium-magnesium-polyfosfat-glass blandet med eller innført i, faste syreforløpere, så som sykliske esterdimerer av melkesyre eller glykolsyre eller homopolymerer eller kopolymerer av melkesyre eller glykolsyre. Disse fluidtapsadditivene og filterkakekomponentene blir tilsatt fluider injisert inn i borehull i oljefeltsoperasjoner. Minst en andel av de faste syreforløperne hydrolyserer langsomt ved kontrollerbare hastigheter for å frigjøre syrer ved forhåndsvalgte lokasjoner og tider. Syrene reagerer deretter med og oppløser minst en del av de syrereaktive materialene. Resultatet er at minst en porsjon av både fast syreforløper og fast, syrereaktivt materiale oppløses. Vi vil betegne dette "selvdestruksjon" av blandingen. Dette trekket ved disse materialene blir anvendt for å forbedre mange oljefeltsbehandlinger. Fortrinnsvis er det meste eller alt det faste materialet initielt tilsatt ikke lenger til stede ved slutten av behandlingene. Det er ikke nødvendig enten at all fast syreforløper hydrolyserer eller for alt det syrereaktive materialet å oppløse seg. Det er bare nødvendig at en tilstrekkelig mengde av begge ikke lenger er et fast del av filterkaken slik at filterkaken ikke lenger danner en skadelig barriere for fluidstrømmen.
Blandinger av én eller flere faste syreforløpere og én eller flere faste, syrereaktive materialer kan være rene fysiske blandinger av separate partikler av de separate komponentene. Blandingene kan også fremstilles slik at én eller flere faste syreforløpere og én eller flere faste, syrereaktive materialer er i hver partikkel; dette vil være betegnet som en "kombinert blanding". Dette kan gjøres, ved ikke-begrensende eksempler, ved belegging av det syrereaktive materialet med den faste syreforløperen, eller ved oppvarming av en fysisk blanding inntil den faste syreforløperen smelter, grundig blanding, avkjøling og pulverisering. For eksempel er det vanlig praksis i industrien å ko-ekstrudere polymerer med mineralfyllstoff, så som talk eller karbonater, slik at de har endret optiske, termiske og/eller mekaniske egenskaper. Slike blandinger av polymerer og faste stoffer refereres vanligvis til som "fylte polymerer". Når det faste, syrereaktive materialet er fullstendig innesluttet i den faste syreforløperen kan det faste, syrereaktive materialet være vannoppløselig, for eksempel borsyre eller boraks. Det er i alle tilfeller foretrukket at fordelingen av komponentene i blandingene er så jevn som mulig. De relative mengdene av komponentene kan reguleres etter situasjonen for å kontrollere hydrolysehastigheten til den faste syreforløperen og hastigheten og graden av oppløsning av det faste, syrereaktive materialet. De viktigste faktorer vil være ved hvilken temperatur behandlingen vil utføres, sammensetningen av vandig fluid eller hvilke fluider blandingen vil komme i kontakt med, og tiden ønsket for oppløsning av blandingen.
Faste syreforløpere eller blandingene av faste syreforløpere og faste, syrereaktive materialer kan fremstilles i forskjellige faste former, omfattende, men ikke begrenset til fibere, perler, filmer, bånd og plater. Faste syreforløpere eller blandingene av faste syreforløpere og faste, syrereaktive materialer kan belegges for å gjøre hydrolysen ytterligere langsommere. Egnet belegg omfatter polycaprolat (en kopolymer av glykolid og epsilon-caprolakton) og kalsium-stearat, som begge er hydrofobe. Polycaprolat i seg selv hydrolyseres langsomt. Generering av et hydrofobt lag på overflaten av faste syreforløpere eller blandingene av faste syreforløpere og faste, syrereaktive materialer på hvilken som helst måte forsinker hydrolysen. Bemerk at belegg her kan referere til innkapsling eller enkelt til å endre overflaten ved kjemisk reaksjon eller ved å danne eller tilsette en tynn film av et annet materiale. En annen egnet metode med forsinkelse av hydrolysen til den faste syreforløperen og frigjøringen av syre, er å suspendere den faste syreforløperen, eventuelt med et hydrofobt belegg, i en olje eller i oljefase av en emulsjon. Hydrolyse og syrefrigjøring forekommer ikke før vann kommer i kontakt med den faste syreforløperen.
En fordel med sammensetningen og utførelsesformer av metoden ifølge oppfinnelsen er at for en gitt oljefeltbehandling kan den passende, faste syreforløper og det syrereaktive materialet lett velges blant mange tilgjengelige materialer. Syrehastighetsdannelsen fra en spesiell fast syreforløper eller en spesiell blanding av en fast syreforløper og et syrereaktivt materiale i fast form, som har en spesiell kjemisk og fysisk utvendig formgivning el. utseende, omfattende et belegg hvis til stede, ved en spesiell temperatur og i kontakt med et fluid eller fluider av en spesiell sammensetning (for eksempel pH og konsentrasjonen og egenskaper til andre komponenter, spesielt elektrolytter), bestemmes lett ved et enkelt forsøk: eksponering av syreforløper til fluidet eller fluider under behandlingsforhold og overvåkning av syrefrigjøringen. Oppløsningshastigheten av et fast, syrereaktivt materiale er styrt av lignende faktorer (så som valg av fast, syrereaktivt materiale fast form, forholdet mellom materialer, partikkelstørrelsen, kalsinering og belegg av fast, syrereaktivt materiale) og kan lett og raskt bestemmes ved lignende forsøk. Naturlig velges en fast syreforløper som a) genererer syre ved de ønskede hastigheter (etter en egnet forsinkelse hvis nødvendig) og b) er kompatibel med og ikke griper inn i funksjonen til andre komponenter i fluidet. Et syrereaktivt materiale velges som oppløses i det utviklende fluidet ved en egnet hastighet og er kompatibel med funksjonen til andre komponenter i fluidet. Dette blir gjort for alle metodene beskrevet nedenfor.
Blandingen selvdestruerer in situ, dvs. i lokaliseringen hvor den blir plassert. Denne lokasjonen kan være del av en suspensjon i et behandlingsfluid i borebrønnen, i perforeringene, i en gruspakke eller i en sprekk; eller som en komponent i en filterkake på veggene av en borebrønn eller i en sprekk; eller i porene i selve formasjonen. Blandingen kan anvendes i karbonater og sandstein. Hvis formasjonen er betydelig syreoppløselig, kan mengden av blanding eller mengden av fast syreforløper i blandingene, reguleres for å utgjøre for forbruket av syre i reaksjon med formasjonen. Selv om partiklene er ment å være en del av en filterkake, kan de under anvendelse, ende opp andre steder, hvor de normalt er uønskede fordi de hindrer fluidstrøm, derfor er selvdestruksjon ønsket i alle lokasjoner.
Partikkelstørrelsene til de individuelle komponenter av blandingen kan være like eller forskjellige. Partikkelstørrelsene til de individuelle komponenter av blandingen eller til den kombinerte blandingen, når de angår anvendelsen som et fluidtapsadditiv og som filterkakedanner-komponenter, avhenger primært av porestørrelsesfordeling i berget på hvilket filterkaken skal deponeres, og hvorvidt eller ikke det er ment for å fjerne eller bare å redusere fluidtapet. Kriterier for og metoder for å velge de optimale partikkelstørrelser eller partikkel-størrelsesfordelingene for konvensjonelle fluidtapsadditiver og filterkakekomponenter er velkjent. Andre partikkelstørrelser kan velges for utførelses-former av foreliggende oppfinnelse; partikkelstørrelser eller størrelses-fordelingene kan velges som et kompromiss mellom de som er optimale for fluidtapskontroll eller filterkakedannelse og de som er optimale for selvdestruksjon ved den ønskede tiden og hastigheten. Selvdestruksjons-hastigheter kan lett måles i laboratoriet i et gitt fluid ved gitt temperatur.
En spesiell fordel til disse materialene er at de faste syreforløperne og de dannete syrene er ikke-toksiske og er biologisk nedbrytbare. Faste syreforløpere blir ofte anvendt som selvoppløsende suturer.
Blandingene av faste syreforløpere og faste, syrereaktive materialer blir anvendt som fluidtapsadditiver, eventuelt i kombinasjon med andre materialer, som komponenter av filterkakedannende sammensetninger. Blandinger i form av stoff bestående av partikler, fibere, filmer, bånd eller andre former blir tilsatt borings-, kompletterings- eller stimuleringsfluid for å forhindre eller minimalisere avlekking under reservoarboring, bore-inn eller stimuleringsoperasjoner, men i det lange løp løses de opp og renses til slutt uten et ytterligere behandlings-trinn. Hvis blandingen blir formulert slik at den genererer syre i overskudd av det som er nødvendig for å oppløse den syrereaktive komponenten, stimuleres formasjonen av overskuddssyre som er produsert ved hydrolyse, hvis den inneholder syreoppløselig materiale, ved å etse enten overflaten av naturlig forekommende sprekker eller overflaten av formasjonen i borebrønnen. Slike blandinger som genererer ekstra syre, er spesielt anvendelige for borings, bore-inn og stimuleringsoperasjoner karbonatreservoarer, spesielt i frakturerte karbonatreservoarer. En passende mengde av buffer kan også tilsettes fluidet eller til partiklene for å motvirke virkningene av syre som dannes ved for tidlig hydrolyse av den faste syreforløperen.
Tilsvarende blir et selvdestruerende fluidavlekkings- og filterkakedannende-additiv lagd for boring, komplettering, borebrønnintervensjon og fraktureringsoperasjoner. Et selvdestruerende borefluid omfatter en blanding av fast syreforløper og et partikulært syreoppløselig materiale, så som, men ikke begrenset til CaCCh, aluminiumhydroksid eller magnesia. Dette fluidet skaper en kjemisk metastabil filterkake som forhindrer avlekking av fluid og ødeleggelse av formasjonen under boreprosessen, men lett renses overtid. Ettersom den faste syreforløperen hydrolyserer dannes det en syre som angriper karbonatet eller andre partikler, og siden den faste syreforløperen og karbonater eller andre materialer blir blandet under avsetningen er rense-prosessen jevn og omfattende. I spesielt foretrukne utførelsesformer har det syreoppløselige materialet en høy oppløselighet i syren dannet in situ, dvs. en gitt mengde av syren løser opp en stor mengde av det syreoppløselige materialet.
I utførelsesformer for hydraulisk frakturering, frac-pakking og gruspakking kan den faste syreforløperen tilsettes i puten (pad), gjennom hele behandlingen eller til bare noen av proppemiddel- eller grustrinnene. Den faste syreforløperen eller blandingen kan være en fiber i enhver av disse anvendelsene og vil hemme tilbakestrømming av proppemiddel eller grus og/eller av småpartikler hvis de er til stede, inntil den faste syreforløperen hydrolyserer og blandingen oppløses. Et selvdestruerende fluidtapsadditiv og filterkake er spesielt anvendelige i hydraulisk frakturering, frac-pakking og gruspakking fordi mekaniske fjernings-metoder er umulige og metoder som involverer kontakt mellom fluidtapsadditiv og filterkake med et ytterligere fluid ikke er praktisk. For eksempel er kalsitt kjent for å være et utmerket tilsetningsstoff for filtreringstap, men kalsitt er ikke oppløselig i vann, selv ved 150 °C. Kalsitt har vært anvendt i årevis i borings-fluider for å danne filterkaker som deretter blir fjernet med syre. Dessuten mykner og deformerer faste syreforløpere så som polyglykolsyre ved høye temperaturer, mens partikler av materialer så som magnesiumoksid er harde. Deformasjonen av den myknede polyglykolsyre fanger magnesiumoksidet og gjør det til et enda bedre fluidtapsadditiv og filterkakedanner.
Det er flere utførelsesformer av sammensetning ifølge oppfinnelsen. I den enkleste utførelsesform blir partikler, perler, fibere, plater eller bånd (eller andre former) av faste syreforløpere blandet med partikler av en viss størrelse av kalsiumkarbonat i et borefluid. Det er også innenfor omfanget ifølge oppfinnelsen å fremstille partikler som inneholder både fast syreforløper og syreoppløselig partikulært materiale, for eksempel å ko-ekstrudere (og eventuelt deretter å findele) blandinger av kalsiumkarbonat og fast syreforløper i partikler, fibere, plater eller bånd som blir anvendt for dette formålet. Kalsiumkarbonat eller andre faste, syrereaktive materialer belagt med fast syreforløper kan også anvendes. For denne bruken kan pakketettheten av partiklene i filterkaken også anvendes for å kontrollere hastighetene av syredannelsen og oppløsning av partikler ved å påvirke lokale konsentrasjoner av reaktanter og produkter, konveksjon og andre faktorer.
En annen fordel med å anvende blandingene ifølge oppfinnelsen i fluidtapsadditiver og filterkaker er at syren som dannes i selvdestruksjonsprosessen kan fungere som et nedbrytningsmiddel for polymerer eller viskoelastiske overflateaktive viskositetsøkende midler. Syrer er kjent for å skade eller destruere syntetiske polymerer og biopolymerer anvendt for å øke viskositeten til borings-, kompletterings- og stimuleringsfluider. Syrer er også kjent for å skade eller destruere enten micelle/blære-strukturer dannet ved viskoelastiske overflateaktive midler eller, i noen tilfeller, de overflateaktive midlene selv.
Når faste syreforløpere eller blandinger av faste syreforløpere og faste, syrereaktive materialer blir anvendt i fluider i slike behandlinger som boring, bore-inn, komplettering, stimulering (for eksempel hydraulisk frakturering eller matriks oppløsning), sandkontroll (for eksempel gruspakking, frac-pakking og kompaktering), avledning og andre, blir den faste syreforløperen eller blanding av fast syreforløper og fast, syrereaktivt materiale initielt inert for de andre komponentene i fluidene, slik at de andre fluider kan fremstilles og anvendes på vanlig måte. Normalt inneholder slike fluider allerede et fluidtapsadditiv og filter kakedanner, slik at den faste syreforløperen eller blanding av fast syreforløper og fast, syrereaktivt materiale erstatter noen eller alt av fluidtapsadditiv og filterkakedanner som ellers ville blitt anvendt. I mange tilfeller, hvis fluidet inneholder en komponent som ville påvirke eller være påvirket av den faste syreforløperen eller blanding av fast syreforløper og det faste, syrereaktive materialet (så som en buffer, et annet syrereaktivt materiale eller en viskositets-øker som dannes eller er inkorporert i filterkaker), enten mengden eller egenskapene til den faste syreforløperen eller blanding av fast syreforløper og fast, syrereaktivt materiale eller mengden eller egenskapene til den forstyrrende eller hindrende komponent kan reguleres for å kompensere for den gjensidige påvirkningen. Dette kan lett bestemmes ved enkle laboratorieforsøk.
Selv om sammensetningene og metodeutførelsesformer ifølge oppfinnelsen er beskrevet når det gjelder produserende brønner for olje og/eller gass, har sammensetningene og metoder andre anvendelser, for eksempel kan de også anvendes i injeksjonsbrønner (så som for forbedret gjenvinning eller for lagring eller avfallshåndtering) eller i produksjonsbrønner for andre fluider så som karbondioksid eller vann.
Eksempel 1.
Melkesyre blir ikke like vanlig anvendt som en syre i oljefeltbehandlinger som maursyre, eddiksyre og sitronsyre. Tester ble gjort for å bestemme kapasiteten melkesyre har i oppløsningen av kalsitt ved 82 °C. Figur 1 viser konsentrasjonen av kalsitt i ppm oppløst ved reagensgrad melkesyre som en funksjon av vektprosent syre i vann. Melkesyre har en evne til å løse opp kalsitt som ligner den til eddiksyre eller maursyre, og mye høyere enn sitronsyre. Disse testene viser at melkesyre dannet fra en laktatpolymer er effektiv for oppløsning av kalsiumkarbonat.
Eksempel 2.
Forsøk ble utført (Tabell 1) for å bedømme hydrolysehastigheten av PLA og for å sammenligne hydrolysehastigheter av PLA med og uten tilsatt kalsitt. PLA-en var NATUREWORKS™ PLA Polylaktid Harpiks 4042D, en polymerisert blanding av D-og L-melkesyre, tilgjengelig fra Cargill Dow, Minnetonka, MN, USA. Det anvendte materialet var perler med omtrent 4 mm diameter. Kalsitt var reagensgrad pulver. 45,04 gram PLA og 20 gram kalsitt, når anvendt, ble satt til 500 ml destillert vann. Den viste tiden, er tiden for 100 % hydrolyse.
Disse resultatene viser at denne syreforløper hydrolyserer og oppløses ved en hastighet egnet for anvendelse som et selvdestruktivt fluidtapsadditiv og filterkakedanner. Kalsitt som er uoppløselig i vann under disse betingelsene, akselererer dessuten hastigheten til PLA hydrolyse og er selv oppløst i dannet syre.
Eksempel 3.
Forsøk ble kjørt for å bestemme egnetheten til forskjellige materialer som fluidtapsadditiver. Forsøksbetingelser og resultater er vist i Tabell 2. Berea sandsteinskjerner (2,54 cm lang og 2,54 cm i diameter) ble anbragt i en API statisk fluidtapscelle. Kjerner ble spylt med 2% KCI saltvann, oppvarmet til angitt temperatur og permeabiliteten til saltvann ble bestemt ved en strømningshastighet på 5 ml/min. Deretter ble det angitte fluidet injisert ved et konstant trykk på 6,895 MPa. Vekten til effluentfluidet ble bestemt med en balanse og registrert som en funksjon av tiden. Avlekking blekarakterisertpå to måter: "spurt", som var den innledende raske avlekking av fluid før en filterkakebarriere ble dannet på kjerneflaten (angitt ved gram fluid avlekket i de første 30 sekunder) og, "wall", som var den påfølgende avlekking som skjedde selv etter en filterkake var dannet (angitt ved gram pr. minutt av fluid avlekket mellom 15 og 30 minutter).
Alle konsentrasjoner vist i Tabell 2 er i vektprosent. Det overflateaktive midlet
anvendt i alle forsøk ble oppnådd fra leverandøren (Rhodia, Inc. Cranbury, Ny Jersey, U. S. A.) som Miratain BET-E-40; det inneholder 40% aktiv bestanddel (erucylamidopropyl betain), det resterende er hovedsakelig vann, natriumklorid og isopropanol. MgO som ble anvendt, var MagChem 35, fått fra Martin
Marietta Magnesia Specialties LLC, Baltimore, MD, USA. Det har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på 3-8 mikron. PGA-en som ble anvendt, var Dupont TLF 6267, beskrevet av leverandøren som et krystallinsk materiale som har en molekylvekt på ca. 600 og en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på ca. 8 til 15 mikron. AI(OH)3som ble anvendt, var fra Aldrich. Det har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på ca. 40 mikron. PGA og det faste, syrereaktive materialet ble tilsatt som separate partikler. Bufferen anvendt i Forsøk 25 var natriumseskvikarbonat.
Disse dataene viser at alle blandingene av PGA og magnesiumoksid, kalsiumkarbonat eller aluminiumhydroksid av en viss størrelse er utmerkede fluidtapsadditiver og danner filterkaker som meget effektivt reduserer strøm gjennom disse kjernene. (Uten additivene ville strømmen gjennom en 100 mD kjerne vært større enn 100 g i en 30 minutters test.) Fluidtapsadditiver og filterkake-dannere er effektive ved forskjellige totalkonsentrasjoner og forholdet mellom fast syreforløper og fast, syrereaktivt materiale, i kjerner som har et bredt område av ganske høye permeabiliteter og ved mange temperaturer. De reduserer både spruten og den påfølgende avlekking. Når sammensetningen ifølge oppfinnelsen anvendes, kan dessuten en lavere konsentrasjon av overflateaktivt middel være nødvendig.
Claims (5)
1. Sammensetning for anvendelse i en brønn, idet sammensetningen er i form av en fiber, kule, bånd eller plater og dannet av partikler som hver omfatter en fast syreforløper valgt fra laktid, glykolid, polymelkesyre, polyglykolsyre, kopolymerer av polymelkesyre og polyglykolsyre, kopolymerer av glykolsyre med andre hydroksy-, karboksylsyre- eller hydroksykarboksylsyreholdige grupper, kopolymerer av melkesyre med andre hydroksy-, karboksylsyre- eller hydroksykarboksylsyreholdige grupper og blandinger derav, og et fast, syrereaktivt materiale valgt fra borsyre, boraks, magnesiumhydroksid, kalsiumkarbonat, aluminiumhydroksid, kalsiumoksalat, kalsiumfosfat, aluminiummetafosfat, natrium-sink-kalium-polyfosfat glass og natrium-kalsium-magnesium-polyfosfatglass.
2. Sammensetning ifølge krav 1, hvor den faste syreforløperen omgir det faste, syrereaktive materialet.
3. Sammensetning krav 1 eller 2, hvor den faste syreforløperen er belagt med et hydrolyse-forsinkende materiale.
4. Brønnbehandlingsfremgangsmåte omfattende: a. fremstilling av et brønnbehandlingsfluid som omfatter en sammensetning i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav; b. injisering av fluidet inn i brønnen, hvorved fluidet kontakter overflaten av en undergrunnsformasjon som omgir brønnen og danner filterkaken som omfatter partiklene i sammensetningen på formasjonsoverflaten; og c. å tillate minst én andel av denne faste syreforløperen å hydrolysere, hvorved minst en andel av partiklene løses opp, og derved minst delvis ødelegge filterkaken og tillate økt fluidstrøm inn eller ut av formasjonen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, som videre omfatter å kontrollere hastigheten av den minst delvise destruksjon av filterkaken ved valget av type og mengde av den faste syreforløperen og det faste, syrereaktive materialet i partiklene.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US42169602P | 2002-10-28 | 2002-10-28 | |
PCT/EP2003/011564 WO2004037946A1 (en) | 2002-10-28 | 2003-10-17 | Self-destructing filter cake |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20051703L NO20051703L (no) | 2005-05-26 |
NO338985B1 true NO338985B1 (no) | 2016-11-07 |
Family
ID=32176735
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20051703A NO338985B1 (no) | 2002-10-28 | 2005-04-06 | Sammensetning for anvendelse i en brønn og brønnbehandlingsfremgangsmåte. |
NO20051729A NO337717B1 (no) | 2002-10-28 | 2005-04-07 | Generering av syre ved syrefrakturering nede i brønnen |
Family Applications After (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20051729A NO337717B1 (no) | 2002-10-28 | 2005-04-07 | Generering av syre ved syrefrakturering nede i brønnen |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US7265079B2 (no) |
EP (2) | EP1556458B1 (no) |
CN (2) | CN100378189C (no) |
AT (2) | ATE350428T1 (no) |
AU (2) | AU2003278106A1 (no) |
CA (2) | CA2502228C (no) |
DE (2) | DE60310978D1 (no) |
EA (2) | EA008140B1 (no) |
MX (2) | MXPA05003835A (no) |
NO (2) | NO338985B1 (no) |
WO (2) | WO2004037946A1 (no) |
Families Citing this family (314)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP1341434A1 (en) * | 2000-12-15 | 2003-09-10 | JohnsonDiversey, Inc. | Device for monitoring a wash process |
US7276466B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for reducing the viscosity of a fluid |
US7080688B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for degrading filter cake |
US7140438B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications |
US7168489B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids |
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 |
US7066260B2 (en) * | 2002-08-26 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolving filter cake |
US7398826B2 (en) * | 2003-11-14 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with dissolvable polymer |
US7219731B2 (en) * | 2002-08-26 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems |
US7677311B2 (en) | 2002-08-26 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breaker for oilfield treatments |
US7972997B2 (en) | 2002-09-20 | 2011-07-05 | M-I L.L.C. | Process for coating gravel pack sand with polymeric breaker |
US20050113263A1 (en) * | 2002-10-28 | 2005-05-26 | Brown J. E. | Differential etching in acid fracturing |
US20060058197A1 (en) * | 2004-09-15 | 2006-03-16 | Brown J E | Selective fracture face dissolution |
EP1556458B1 (en) * | 2002-10-28 | 2007-01-03 | Services Pétroliers Schlumberger | Self-destructing filter cake |
US6776255B2 (en) * | 2002-11-19 | 2004-08-17 | Bechtel Bwxt Idaho, Llc | Methods and apparatus of suppressing tube waves within a bore hole and seismic surveying systems incorporating same |
US6877563B2 (en) * | 2003-01-21 | 2005-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and completing well bores |
US7977281B2 (en) * | 2003-04-07 | 2011-07-12 | Baker Hughes Incorporated | Methods for minimizing the amount of graphite particles used during drilling operations |
US20060122070A1 (en) * | 2003-04-07 | 2006-06-08 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid systems comprising sized graphite particles |
US7786049B2 (en) * | 2003-04-10 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations |
US20040231845A1 (en) | 2003-05-15 | 2004-11-25 | Cooke Claude E. | Applications of degradable polymers in wells |
US20090107684A1 (en) | 2007-10-31 | 2009-04-30 | Cooke Jr Claude E | Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells |
US7036587B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting treating fluids in subterranean zones and degradable diverting materials |
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 |
US20050130848A1 (en) * | 2003-06-27 | 2005-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
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 |
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 |
US7829507B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
US7833944B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
US7674753B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations |
US7195068B2 (en) * | 2003-12-15 | 2007-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations |
US7096947B2 (en) * | 2004-01-27 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations |
US7036586B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions |
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 |
GB2412389A (en) | 2004-03-27 | 2005-09-28 | Cleansorb Ltd | Process for treating underground formations |
GB2412390A (en) * | 2004-03-27 | 2005-09-28 | Cleansorb Ltd | Process for acid fracturing of underground formations |
GB2412391A (en) | 2004-03-27 | 2005-09-28 | Cleansorb Ltd | Process for disruption of filter cakes |
US20070078063A1 (en) * | 2004-04-26 | 2007-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids and methods of treating subterranean formations |
US8196659B2 (en) * | 2004-05-13 | 2012-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Multifunctional particles for downhole formation treatments |
US7703531B2 (en) * | 2004-05-13 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Multifunctional nanoparticles for downhole formation treatments |
US9029299B2 (en) * | 2004-05-13 | 2015-05-12 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for delayed release of chemicals and particles |
US7723272B2 (en) * | 2007-02-26 | 2010-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for fracturing subterranean formations |
US9556376B2 (en) * | 2004-05-13 | 2017-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Solids suspension with nanoparticle-associated viscoelastic surfactant micellar fluids |
US8567502B2 (en) * | 2004-05-13 | 2013-10-29 | Baker Hughes Incorporated | Filtration of dangerous or undesirable contaminants |
US7550413B2 (en) * | 2004-05-13 | 2009-06-23 | Baker Hughes Incorporated | Fluid loss control agents for viscoelastic surfactant fluids |
US9540562B2 (en) * | 2004-05-13 | 2017-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Dual-function nano-sized particles |
US8499832B2 (en) * | 2004-05-13 | 2013-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Re-use of surfactant-containing fluids |
US8226830B2 (en) | 2008-04-29 | 2012-07-24 | Baker Hughes Incorporated | Wastewater purification with nanoparticle-treated bed |
US8278252B2 (en) * | 2004-05-13 | 2012-10-02 | Baker Hughes Incorporated | Nano-sized particles for stabilizing viscoelastic surfactant fluids |
US7595284B2 (en) * | 2004-06-07 | 2009-09-29 | Crews James B | Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants |
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 |
US7350572B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
US7775278B2 (en) * | 2004-09-01 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
US7380600B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
US7275596B2 (en) * | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
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 |
US20060054325A1 (en) * | 2004-09-15 | 2006-03-16 | Brown J E | Solid sandstone dissolver |
US7757768B2 (en) | 2004-10-08 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations |
US7648946B2 (en) | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
US7883740B2 (en) | 2004-12-12 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates |
US20060169182A1 (en) | 2005-01-28 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
US8030249B2 (en) | 2005-01-28 | 2011-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
US20080009423A1 (en) | 2005-01-31 | 2008-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
US7267170B2 (en) * | 2005-01-31 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
US7497258B2 (en) * | 2005-02-01 | 2009-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions |
US7353876B2 (en) * | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
US8598092B2 (en) | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
US20060172895A1 (en) * | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
US20070298977A1 (en) * | 2005-02-02 | 2007-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
US7216705B2 (en) * | 2005-02-22 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of placing treatment chemicals |
US7347266B2 (en) * | 2005-09-15 | 2008-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Use of mineral oils, hydrogenated polyalphaolefin oils and saturated fatty acids for breaking ves-gelled fluids |
US7673686B2 (en) | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
US7943555B2 (en) * | 2005-04-19 | 2011-05-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Wellbore treatment kits for forming a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation |
US7905287B2 (en) | 2005-04-19 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation |
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 |
US7337839B2 (en) * | 2005-06-10 | 2008-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss additive for enhanced fracture clean-up |
US7318474B2 (en) | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
US7833945B2 (en) * | 2005-07-15 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations |
US7484564B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
US7595280B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
US7967068B2 (en) * | 2005-09-15 | 2011-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Particles in oil for viscoelastic surfactant gelled fluids |
US8921285B2 (en) | 2005-09-15 | 2014-12-30 | Baker Hughes Incorporated | Particles slurried in oil for viscoelastic surfactant gelled fluids |
US7615517B2 (en) * | 2005-09-15 | 2009-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Use of mineral oils to reduce fluid loss for viscoelastic surfactant gelled fluids |
US7713916B2 (en) | 2005-09-22 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
GB0524196D0 (en) | 2005-11-28 | 2006-01-04 | Cleansorb Ltd | Comminutable polyesters |
US20070123433A1 (en) * | 2005-11-30 | 2007-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods using zeolite and a delayed release acid for treating a subterranean formation |
US9034806B2 (en) * | 2005-12-05 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
US7748457B2 (en) * | 2006-01-13 | 2010-07-06 | Schlumberger Technology Corporation | Injection of treatment materials into a geological formation surrounding a well bore |
US20070173416A1 (en) * | 2006-01-20 | 2007-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment compositions for use in acidizing a well |
US7926591B2 (en) | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
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 |
US7691789B2 (en) * | 2006-03-31 | 2010-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Self-cleaning well control fluid |
US20080257549A1 (en) | 2006-06-08 | 2008-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable Downhole Tools |
US20070284114A1 (en) | 2006-06-08 | 2007-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a consumable downhole tool |
US8114820B2 (en) | 2006-06-22 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Compositions and methods for controlling fluid loss |
US7934556B2 (en) | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
US8329621B2 (en) | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
CA2659239C (en) * | 2006-07-27 | 2011-12-13 | Baker Hughes Incorporated | Friction loss reduction in viscoelastic surfactant fracturing fluids using low molecular weight water-soluble polymers |
US7543646B2 (en) * | 2006-07-31 | 2009-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Suspension of concentrated particulate additives containing oil for fracturing and other fluids |
US7926568B2 (en) * | 2006-08-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-acid acidizing methods and compositions |
US7921912B2 (en) * | 2006-08-10 | 2011-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-acid acidizing methods and compositions |
US9034802B2 (en) * | 2006-08-17 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Friction reduction fluids |
US8481462B2 (en) | 2006-09-18 | 2013-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids |
US7635028B2 (en) | 2006-09-18 | 2009-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine |
US7687438B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-30 | 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 |
US7678742B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | 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 |
US7565929B2 (en) | 2006-10-24 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion |
US7686080B2 (en) | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
US8163826B2 (en) * | 2006-11-21 | 2012-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric acid precursor compositions and methods |
US7544643B2 (en) * | 2006-12-07 | 2009-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Viscosity enhancers for viscoelastic surfactant stimulation fluids |
US7786051B2 (en) * | 2006-12-07 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method of preventing or reducing fluid loss in subterranean formations |
US8757259B2 (en) * | 2006-12-08 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
US9085727B2 (en) | 2006-12-08 | 2015-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
US8636065B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
US8763699B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
US7581590B2 (en) * | 2006-12-08 | 2009-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
US7998908B2 (en) * | 2006-12-12 | 2011-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control and well cleanup methods |
US7935662B2 (en) * | 2006-12-12 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | System, method, and apparatus for injection well clean-up operations |
US8220548B2 (en) | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
US8541347B2 (en) * | 2007-01-26 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon-acid emulsion compositions and associated methods |
US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
US20080202764A1 (en) | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
US8726991B2 (en) | 2007-03-02 | 2014-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Circulated degradable material assisted diversion |
US8616284B2 (en) | 2007-03-21 | 2013-12-31 | Baker Hughes Incorporated | Methods for removing residual polymer from a hydraulic fracture |
US8056630B2 (en) * | 2007-03-21 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Methods of using viscoelastic surfactant gelled fluids to pre-saturate underground formations |
US8695708B2 (en) | 2007-03-26 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation with degradable material |
US9145510B2 (en) | 2007-05-30 | 2015-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Use of nano-sized phyllosilicate minerals in viscoelastic surfactant fluids |
US20080300153A1 (en) * | 2007-05-30 | 2008-12-04 | Baker Hughes Incorporated | Use of Nano-Sized Clay Minerals in Viscoelastic Surfactant Fluids |
US7431089B1 (en) | 2007-06-25 | 2008-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and compositions for selectively dissolving sandstone formations |
GB0713180D0 (en) * | 2007-07-06 | 2007-08-15 | Cleansorb Ltd | Method for treatment of underground reservoirs |
US8119574B2 (en) | 2007-07-25 | 2012-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries and methods |
US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
US8490698B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
US8496056B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage fracturing |
US7789146B2 (en) * | 2007-07-25 | 2010-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage gravel packing |
US8490699B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
US7784541B2 (en) * | 2007-07-25 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage fracturing |
US7886822B2 (en) * | 2007-07-27 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | System, method, and apparatus for acid fracturing with scale inhibitor protection |
BRPI0823508A2 (pt) * | 2007-07-27 | 2013-10-29 | Prad Res & Dev Ltd | Fluido de tratamento, e sistema |
US8720571B2 (en) * | 2007-09-25 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to minimizing particulate migration over long intervals |
US8627889B2 (en) * | 2007-09-27 | 2014-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling and fracturing fluid |
EA018184B1 (ru) * | 2007-10-16 | 2013-06-28 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Система и способ для регулирования притока нежелательных текучих сред из ствола скважины при добыче углеводородов |
EP2060613A1 (en) * | 2007-11-16 | 2009-05-20 | BJ Services Company | Method of treating subterranean formations by in-situ hydrolysis of organic acid esters |
GB0724191D0 (en) * | 2007-12-11 | 2008-01-23 | Cleansorb Ltd | Process fpr treatment of underground formations |
US7841411B2 (en) * | 2007-12-14 | 2010-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Use of polyimides in treating subterranean formations |
US20090197780A1 (en) * | 2008-02-01 | 2009-08-06 | Weaver Jimmie D | Ultrafine Grinding of Soft Materials |
JP5101324B2 (ja) * | 2008-02-07 | 2012-12-19 | 日立建機株式会社 | 建設機械のNOx低減装置の配設構造 |
US20090209439A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Acidizing treatment compositions and methods |
US8235102B1 (en) | 2008-03-26 | 2012-08-07 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Consumable downhole tool |
US8327926B2 (en) | 2008-03-26 | 2012-12-11 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Method for removing a consumable downhole tool |
US20090247430A1 (en) * | 2008-03-28 | 2009-10-01 | Diankui Fu | Elongated particle breakers in low pH fracturing fluids |
US8006760B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
US8936085B2 (en) | 2008-04-15 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing by ball sealers |
US9212535B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers |
US20090272545A1 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | Altarock Energy, Inc. | System and method for use of pressure actuated collapsing capsules suspended in a thermally expanding fluid in a subterranean containment space |
WO2009135073A2 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | Altarock Energy, Inc. | System and method for aquifer geo-cooling |
US9874077B2 (en) * | 2008-04-30 | 2018-01-23 | Altarock Energy Inc. | Method and cooling system for electric submersible pumps/motors for use in geothermal wells |
US7906464B2 (en) | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
US20090291859A1 (en) * | 2008-05-22 | 2009-11-26 | Michael Valls | Drilling fluid additive |
US20100004146A1 (en) * | 2008-07-02 | 2010-01-07 | Panga Mohan K R | Leak-Off Control Agent |
US8272437B2 (en) * | 2008-07-07 | 2012-09-25 | Altarock Energy, Inc. | Enhanced geothermal systems and reservoir optimization |
KR101436841B1 (ko) * | 2008-08-19 | 2014-09-03 | 삼성전자주식회사 | 디지털 이미지 처리장치 |
US8091639B2 (en) | 2008-08-20 | 2012-01-10 | University Of Utah Research Foundation | Geothermal well diversion agent formed from in situ decomposition of carbonyls at high temperature |
US7981845B2 (en) * | 2008-08-29 | 2011-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Partially neutralized polyhydroxy acids for well treatments |
US7833943B2 (en) | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
CA2869654C (en) * | 2008-11-13 | 2015-09-08 | M-I L.L.C. | Particulate bridging agents used for forming and breaking filtercakes on wellbores |
US8561696B2 (en) | 2008-11-18 | 2013-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of placing ball sealers for fluid diversion |
US8016040B2 (en) * | 2008-11-26 | 2011-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control |
US8276667B2 (en) * | 2008-12-03 | 2012-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Delayed breaking of well treatment fluids |
US7855168B2 (en) * | 2008-12-19 | 2010-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for removing filter cake |
US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
US8757260B2 (en) * | 2009-02-11 | 2014-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable perforation balls and associated methods of use in subterranean applications |
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 |
US8413719B2 (en) * | 2009-03-11 | 2013-04-09 | Schlumberger Technology Corporation | Relative permeability modification |
US9139759B2 (en) * | 2009-04-02 | 2015-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating a subterranean formation with combined breaker and fluid loss additive |
US20100273685A1 (en) * | 2009-04-22 | 2010-10-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and composition relating to the chemical degradation of degradable polymers |
AU2010253894A1 (en) * | 2009-05-29 | 2012-01-19 | Altarock Energy, Inc. | System and method for determining the most favorable locations for enhanced geothermal system applications |
US8393395B2 (en) * | 2009-06-03 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated chemical during fracturing |
US9290689B2 (en) * | 2009-06-03 | 2016-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated tracers |
US8162049B2 (en) * | 2009-06-12 | 2012-04-24 | University Of Utah Research Foundation | Injection-backflow technique for measuring fracture surface area adjacent to a wellbore |
US8181702B2 (en) * | 2009-06-17 | 2012-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Application of degradable fibers in invert emulsion fluids for fluid loss control |
US7833947B1 (en) | 2009-06-25 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treatment of a well using high solid content fluid delivery |
US8082992B2 (en) | 2009-07-13 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid-controlled geometry stimulation |
US9151125B2 (en) * | 2009-07-16 | 2015-10-06 | Altarock Energy, Inc. | Temporary fluid diversion agents for use in geothermal well applications |
US20110029293A1 (en) * | 2009-08-03 | 2011-02-03 | Susan Petty | Method For Modeling Fracture Network, And Fracture Network Growth During Stimulation In Subsurface Formations |
US8141637B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Manipulation of flow underground |
US7923415B2 (en) * | 2009-08-31 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid |
US20110198089A1 (en) * | 2009-08-31 | 2011-08-18 | Panga Mohan K R | Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid |
EP2305767A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and compositon to prevent fluid mixing in pipe |
EP2305450A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Apparatus and methods for preparing curved fibers |
US8522872B2 (en) * | 2009-10-14 | 2013-09-03 | University Of Utah Research Foundation | In situ decomposition of carbonyls at high temperature for fixing incomplete and failed well seals |
US8580151B2 (en) | 2009-12-18 | 2013-11-12 | Lummus Technology Inc. | Flux addition as a filter conditioner |
US20110186293A1 (en) * | 2010-02-01 | 2011-08-04 | Gurmen M Nihat | Use of reactive solids and fibers in wellbore clean-out and stimulation applications |
WO2011096968A1 (en) * | 2010-02-08 | 2011-08-11 | Danimer Scientific, Llc | Degradable polymers for hydrocarbon extraction |
US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
US10012061B2 (en) * | 2010-05-10 | 2018-07-03 | Soane Energy, Llc | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces |
US8714256B2 (en) | 2010-06-18 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of isolating a wellbore with solid acid for fracturing |
US9441447B2 (en) * | 2010-06-18 | 2016-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method of isolating a wellbore with solid acid for fracturing |
US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
US8297358B2 (en) | 2010-07-16 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Auto-production frac tool |
US9234415B2 (en) | 2010-08-25 | 2016-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8448706B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8459353B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8714248B2 (en) | 2010-08-25 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing |
EP2450416B1 (en) | 2010-10-13 | 2013-08-21 | Services Pétroliers Schlumberger | Methods and compositions for suspending fluids in a wellbore |
WO2012050187A1 (ja) * | 2010-10-14 | 2012-04-19 | 株式会社クレハ | 石油掘削補助用分散液 |
US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
WO2012121294A1 (ja) * | 2011-03-08 | 2012-09-13 | 株式会社クレハ | 坑井掘削用ポリグリコール酸樹脂粒状体組成物及びその製造方法 |
CN102220861A (zh) * | 2011-05-06 | 2011-10-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种酸酯配合定向破胶方法 |
US8869898B2 (en) | 2011-05-17 | 2014-10-28 | Baker Hughes Incorporated | System and method for pinpoint fracturing initiation using acids in open hole wellbores |
US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
US20120305247A1 (en) | 2011-06-06 | 2012-12-06 | Yiyan Chen | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
US9863230B2 (en) | 2011-06-15 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
WO2013002755A1 (en) * | 2011-06-27 | 2013-01-03 | M-I L.L.C. | Breaker fluids for wellbore fluids and methods of use |
FR2987366B1 (fr) * | 2012-02-24 | 2014-02-14 | IFP Energies Nouvelles | Solution pour procede d'alteration homogene par attaque acide d'un echantillon de roche carbonatee, procede d'obtention de la solution, et procede d'alteration homogene |
US8905134B2 (en) * | 2012-03-05 | 2014-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
RU2527437C2 (ru) * | 2012-03-27 | 2014-08-27 | Виктор Борисович Заволжский | Способ термохимического разрыва пласта |
US9970246B2 (en) | 2012-04-09 | 2018-05-15 | M-I L.L.C. | Triggered heating of wellbore fluids by carbon nanomaterials |
JPWO2013161755A1 (ja) * | 2012-04-27 | 2015-12-24 | 株式会社クレハ | ポリグリコール酸樹脂短繊維及び坑井処理流体 |
CN102676150B (zh) * | 2012-05-28 | 2014-01-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于酸压裂增产改造的固体酸 |
WO2013183363A1 (ja) * | 2012-06-07 | 2013-12-12 | 株式会社クレハ | 炭化水素資源回収ダウンホールツール用部材 |
CN103590803B (zh) * | 2012-08-13 | 2017-02-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种固体酸酸压裂工艺方法 |
US10240436B2 (en) | 2012-09-20 | 2019-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation |
US9410076B2 (en) | 2012-10-25 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
US9702238B2 (en) | 2012-10-25 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
US9951266B2 (en) | 2012-10-26 | 2018-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanded wellbore servicing materials and methods of making and using same |
US8714249B1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
CA2892496C (en) | 2012-12-12 | 2018-05-29 | Toyo Seikan Group Holdings, Ltd. | Dispersion solution for drilling and method of extracting underground resources using the dispersion solution |
US9528044B2 (en) * | 2013-01-04 | 2016-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods using stimulation-capable drill-in and completion fluids |
CN104919022B (zh) * | 2013-01-18 | 2016-07-27 | 株式会社吴羽 | 坑井处理液材料以及含有该坑井处理液材料的坑井处理液 |
US20140262228A1 (en) | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mechanically Degradable Polymers For Wellbore Work Fluid Applications |
US20140274820A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Danimer Scientific, Llc | Degradable polymers and method for fracking applications |
US20140345871A1 (en) * | 2013-05-24 | 2014-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Henna Corrosion Inhibitor for Acid in a Well |
US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
WO2015020656A1 (en) | 2013-08-08 | 2015-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diverting resin for stabilizing particulate in a well |
US9714375B2 (en) | 2013-08-22 | 2017-07-25 | Baker Hughes Incorporated | Delayed viscosity well treatment methods and fluids |
CA2922848A1 (en) * | 2013-09-11 | 2015-03-19 | Saudi Arabian Oil Company | Carbonate based slurry fracturing using solid acid for unconventional reservoirs |
WO2015038153A1 (en) * | 2013-09-16 | 2015-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Conductivity enhancenment of complex fracture networks in subterranean formations |
WO2015041678A1 (en) * | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for etching fractures and microfractures in shale formations |
JP2015059376A (ja) * | 2013-09-20 | 2015-03-30 | 東レ株式会社 | 地下からの気体状炭化水素及び/または液体状炭化水素の採取方法 |
WO2015055516A1 (en) | 2013-10-16 | 2015-04-23 | Api Institute | Method for treating a subterranean formation |
CN104140797B (zh) * | 2013-10-29 | 2019-02-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种气驱防窜剂及其应用方法 |
EP3066173A1 (en) * | 2013-11-07 | 2016-09-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Thermally activated strong acids |
JP6264960B2 (ja) * | 2014-03-11 | 2018-01-24 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | ポリ乳酸組成物 |
US9797212B2 (en) | 2014-03-31 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation using shrinkable fibers |
CA2945479C (en) | 2014-04-15 | 2021-04-27 | Schlumberger Canada Limited | Treatment fluid |
EP3132000B1 (en) | 2014-04-17 | 2021-12-15 | Saudi Arabian Oil Company | Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
US10308862B2 (en) | 2014-04-17 | 2019-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
WO2015171140A1 (en) | 2014-05-07 | 2015-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective acidizing of a subterranean formation |
US20150330199A1 (en) * | 2014-05-15 | 2015-11-19 | Baker Hughes Incorporated | Method for enhancing acidizing treatment of a formation having a high bottom hole temperature |
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 |
US9951265B2 (en) * | 2014-06-17 | 2018-04-24 | Chevron U.S.A. Inc. | System and methods to deliver energy downhole |
CN105331353A (zh) * | 2014-08-12 | 2016-02-17 | 成都能生材科技开发有限责任公司 | 可燃冰过冷液化和纳米孔缝降压降凝剂scd配制方法 |
CN105713593A (zh) * | 2014-08-12 | 2016-06-29 | 成都能生材科技开发有限责任公司 | 超低温过冷收缩与扩大纳米孔缝压裂液sse配制方法 |
CN105715242B (zh) * | 2014-08-12 | 2019-01-29 | 成都能生材科技开发有限责任公司仁寿分公司 | 不加砂超低温过冷冷缩热胀造缝纳米压裂技术 |
US9982186B2 (en) | 2014-09-30 | 2018-05-29 | Halliburton Energy Services, Inc | Solid acids for acidizing subterranean formations |
WO2016072877A1 (en) | 2014-11-06 | 2016-05-12 | Schlumberger Canada Limited | Fractures treatment |
JP6451250B2 (ja) * | 2014-11-19 | 2019-01-16 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | 水圧破砕法を利用しての地下資源の採掘方法及び水圧破砕に用いる流体に添加される加水分解性ブロッキング剤 |
WO2016114770A1 (en) | 2015-01-14 | 2016-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for protecting acid-reactive substances |
US10030471B2 (en) | 2015-07-02 | 2018-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
CN105041289B (zh) * | 2015-07-13 | 2016-06-01 | 中国石油大学(北京) | 一种暂堵缝口强制平面转向形成多缝的方法 |
CA2997704A1 (en) | 2015-10-15 | 2017-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diverter fluid |
AU2015413352B2 (en) * | 2015-10-29 | 2021-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Carrier-free treatment particulates for use in subterranean formations |
US10989029B2 (en) | 2015-11-05 | 2021-04-27 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs |
US10689564B2 (en) | 2015-11-23 | 2020-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids containing cellulose fibers and cellulose nanoparticles for oilfield applications |
CN106947439B (zh) * | 2016-01-07 | 2019-11-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种pH响应型钻井液铝基防塌剂及其制备方法 |
US10301903B2 (en) | 2016-05-16 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
US11618849B2 (en) | 2016-06-24 | 2023-04-04 | Cleansorb Limited | Shale treatment |
WO2018080503A1 (en) * | 2016-10-27 | 2018-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically controlled propellant materials for subterranean zonal isolation and diversion |
CN106833596B (zh) * | 2016-12-21 | 2020-12-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种可自生成酸的压裂液及其制备方法和应用 |
CN110799620B (zh) | 2017-04-07 | 2022-05-03 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于受控地输送酸的组合物和方法 |
RU2019128879A (ru) * | 2017-04-21 | 2021-05-21 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Гидробически (hydrobically) обработанные частицы для улучшения возвратной проницаемости |
US11505737B2 (en) | 2017-06-23 | 2022-11-22 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for controlling strong acid systems |
WO2019126336A1 (en) * | 2017-12-20 | 2019-06-27 | Terves Inc. | Material and method of controlled energy deposition |
CA3103348A1 (en) * | 2018-06-26 | 2020-01-02 | Total Corbion Pla Bv | Process for the preparation of lactide and polylactide mixture |
US10934474B2 (en) * | 2018-09-13 | 2021-03-02 | Baker Hughes Holdings Llc | Method to generate acidic species in wellbore fluids |
EP3853320B1 (en) | 2018-09-21 | 2023-10-25 | ConocoPhillips Company | Leak-off control in acid stimulation using dissolvable material |
CA3115774A1 (en) | 2018-10-10 | 2020-04-16 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for delivering in-situ generated acids for stimulation of downhole structures |
US11268367B2 (en) * | 2019-03-27 | 2022-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing a wellbore with enhanced treatment fluid placement in a subterranean formation |
CN109913195A (zh) * | 2019-04-25 | 2019-06-21 | 西南石油大学 | 一种提高酸压有效作用距离的包裹酸 |
CN114174464A (zh) * | 2019-08-02 | 2022-03-11 | 利安德巴塞尔先进聚合物公司 | 用于完井和修井操作的加重的流体损失控制丸 |
CN111088004B (zh) * | 2019-12-24 | 2022-04-26 | 北京易联结科技发展有限公司 | 一种解堵促溶固体酸、其制备方法及应用 |
CN111364964B (zh) * | 2020-02-03 | 2020-09-25 | 西南石油大学 | 一种固体缓速酸的注入方法 |
CN111154477B (zh) * | 2020-02-03 | 2020-07-31 | 西南石油大学 | 一种对储层无伤害的高效缓速固体酸体系 |
WO2021233781A1 (en) | 2020-05-20 | 2021-11-25 | Nouryon Chemicals International B.V. | Acidizing treatment fluid for delayed acidification in the oil field industry |
US11802852B2 (en) | 2020-06-25 | 2023-10-31 | Saudi Arabian Oil Company | Testing methodology to monitor the on-set of solid acid hydrolysis using sonic waves |
WO2022029692A1 (en) | 2020-08-06 | 2022-02-10 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for controlled delivery of acid using sulfonate derivatives |
US20220112422A1 (en) * | 2020-10-09 | 2022-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Hydraulic fracturing in hydrocarbon-bearing reservoirs |
US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
US11732180B1 (en) | 2022-11-30 | 2023-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment composition including a polylactic acid for a well and method relating thereto |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0404489A2 (en) * | 1989-06-19 | 1990-12-27 | Conoco Inc. | Well treatment process |
US20020142919A1 (en) * | 2000-07-27 | 2002-10-03 | Constien Vernon George | Product for coating wellbore screens |
Family Cites Families (25)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3630285A (en) * | 1970-05-22 | 1971-12-28 | Amoco Prod Co | Acidizing high-temperature wells |
US4122896A (en) * | 1977-10-14 | 1978-10-31 | Shell Oil Company | Acidizing carbonate reservoirs with chlorocarboxylic acid salt solutions |
US4716964A (en) * | 1981-08-10 | 1988-01-05 | Exxon Production Research Company | Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion |
US4585482A (en) * | 1984-05-25 | 1986-04-29 | Southern Research Institute | Long-acting biocidal compositions and method therefor |
US4848467A (en) * | 1988-02-16 | 1989-07-18 | Conoco Inc. | Formation fracturing process |
US4986354A (en) * | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Composition and placement process for oil field chemicals |
US4961466A (en) * | 1989-01-23 | 1990-10-09 | Halliburton Company | Method for effecting controlled break in polysaccharide gels |
US4986355A (en) * | 1989-05-18 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker |
US5325921A (en) * | 1992-10-21 | 1994-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of propagating a hydraulic fracture using fluid loss control particulates |
US5439057A (en) * | 1994-04-29 | 1995-08-08 | Halliburton Company | Method for controlling fluid loss in high permeability formations |
US5680900A (en) * | 1996-07-23 | 1997-10-28 | Halliburton Energy Services Inc. | Method for enhancing fluid loss control in subterranean formation |
AU742248B2 (en) * | 1997-05-02 | 2001-12-20 | Cargill Incorporated | Degradable polymer fibers; preperation; product; and methods of use |
US6131661A (en) * | 1998-08-03 | 2000-10-17 | Tetra Technologies Inc. | Method for removing filtercake |
US6599863B1 (en) * | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
US6207620B1 (en) | 1999-06-04 | 2001-03-27 | Texaco Inc. | Use of encapsulated acid in acid fracturing treatments |
GB2351098B (en) * | 1999-06-18 | 2004-02-04 | Sofitech Nv | Water based wellbore fluids |
US6432885B1 (en) * | 1999-08-26 | 2002-08-13 | Osca, Inc. | Well treatment fluids and methods for the use thereof |
US6509301B1 (en) * | 1999-08-26 | 2003-01-21 | Daniel Patrick Vollmer | Well treatment fluids and methods for the use thereof |
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 |
NO20002137A (no) * | 2000-04-26 | 2001-04-09 | Sinvent As | Reservoarovervåkning ved bruk av kjemisk intelligent frigjøring av tracere |
US6949491B2 (en) * | 2001-09-26 | 2005-09-27 | Cooke Jr Claude E | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
US6817414B2 (en) * | 2002-09-20 | 2004-11-16 | M-I Llc | Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up |
US20060058197A1 (en) * | 2004-09-15 | 2006-03-16 | Brown J E | Selective fracture face dissolution |
EP1556458B1 (en) * | 2002-10-28 | 2007-01-03 | Services Pétroliers Schlumberger | Self-destructing filter cake |
US20060054325A1 (en) * | 2004-09-15 | 2006-03-16 | Brown J E | Solid sandstone dissolver |
-
2003
- 2003-10-17 EP EP03769417A patent/EP1556458B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-17 AT AT03769417T patent/ATE350428T1/de not_active IP Right Cessation
- 2003-10-17 CA CA2502228A patent/CA2502228C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-10-17 EA EA200500731A patent/EA008140B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2003-10-17 WO PCT/EP2003/011564 patent/WO2004037946A1/en active IP Right Grant
- 2003-10-17 DE DE60310978T patent/DE60310978D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-17 US US10/605,687 patent/US7265079B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-10-17 CN CNB2003801022760A patent/CN100378189C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2003-10-17 AU AU2003278106A patent/AU2003278106A1/en not_active Abandoned
- 2003-10-17 MX MXPA05003835A patent/MXPA05003835A/es active IP Right Grant
- 2003-10-24 AT AT03776870T patent/ATE403710T1/de not_active IP Right Cessation
- 2003-10-24 MX MXPA05004109A patent/MXPA05004109A/es active IP Right Grant
- 2003-10-24 AU AU2003286141A patent/AU2003286141A1/en not_active Abandoned
- 2003-10-24 EA EA200500735A patent/EA007303B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2003-10-24 CA CA002502159A patent/CA2502159C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-10-24 EP EP03776870A patent/EP1556582B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-24 WO PCT/EP2003/011835 patent/WO2004038176A1/en active IP Right Grant
- 2003-10-24 CN CN200380102285.XA patent/CN1708632B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2003-10-24 DE DE60322732T patent/DE60322732D1/de not_active Expired - Fee Related
- 2003-10-27 US US10/605,784 patent/US7166560B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-04-06 NO NO20051703A patent/NO338985B1/no not_active IP Right Cessation
- 2005-04-07 NO NO20051729A patent/NO337717B1/no not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-05-19 US US11/419,410 patent/US7482311B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0404489A2 (en) * | 1989-06-19 | 1990-12-27 | Conoco Inc. | Well treatment process |
US20020142919A1 (en) * | 2000-07-27 | 2002-10-03 | Constien Vernon George | Product for coating wellbore screens |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7265079B2 (en) | Self-destructing filter cake | |
CA2544834C (en) | Dissolving filter cake | |
CA2582275C (en) | Self-cleaning well control fluid | |
US7998908B2 (en) | Fluid loss control and well cleanup methods | |
US8183179B2 (en) | System, method, and apparatus for acid fracturing with scale inhibitor protection | |
CA2570526C (en) | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid system | |
US7581590B2 (en) | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill | |
US7886822B2 (en) | System, method, and apparatus for acid fracturing with scale inhibitor protection | |
GB2412390A (en) | Process for acid fracturing of underground formations |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |