NO338985B1 - Sammensetning for anvendelse i en brønn og brønnbehandlingsfremgangsmåte. - Google Patents

Sammensetning for anvendelse i en brønn og brønnbehandlingsfremgangsmåte. Download PDF

Info

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
Application number
NO20051703A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20051703L (no
Inventor
Keith Dismuke
Dean Willberg
Original Assignee
Schlumberger Technology Bv
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Technology Bv filed Critical Schlumberger Technology Bv
Publication of NO20051703L publication Critical patent/NO20051703L/no
Publication of NO338985B1 publication Critical patent/NO338985B1/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/03Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/5045Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72Eroding chemicals, e.g. acids
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/74Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922Fracture fluid
    • Y10S507/923Fracture acidizing
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/933Acidizing 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.
NO20051703A 2002-10-28 2005-04-06 Sammensetning for anvendelse i en brønn og brønnbehandlingsfremgangsmåte. NO338985B1 (no)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Publication number Publication date
MXPA05003835A (es) 2005-06-22
EA200500731A1 (ru) 2006-04-28
MXPA05004109A (es) 2005-06-22
NO337717B1 (no) 2016-06-06
EA008140B1 (ru) 2007-04-27
US7166560B2 (en) 2007-01-23
CA2502228A1 (en) 2004-05-06
EP1556458A1 (en) 2005-07-27
EA007303B1 (ru) 2006-08-25
ATE350428T1 (de) 2007-01-15
NO20051729L (no) 2005-05-26
EP1556582A1 (en) 2005-07-27
US7482311B2 (en) 2009-01-27
CA2502228C (en) 2011-04-19
CN1708569A (zh) 2005-12-14
WO2004038176A1 (en) 2004-05-06
CN100378189C (zh) 2008-04-02
EA200500735A1 (ru) 2005-10-27
US7265079B2 (en) 2007-09-04
CA2502159C (en) 2008-07-15
US20040152601A1 (en) 2004-08-05
DE60310978D1 (de) 2007-02-15
AU2003286141A1 (en) 2004-05-13
AU2003278106A1 (en) 2004-05-13
US20060229212A1 (en) 2006-10-12
DE60322732D1 (de) 2008-09-18
CN1708632B (zh) 2010-12-08
CA2502159A1 (en) 2004-05-06
EP1556458B1 (en) 2007-01-03
CN1708632A (zh) 2005-12-14
ATE403710T1 (de) 2008-08-15
WO2004037946A1 (en) 2004-05-06
NO20051703L (no) 2005-05-26
US20040106525A1 (en) 2004-06-03
EP1556582B1 (en) 2008-08-06

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