NO344548B1 - Fremgangsmåte for sammenbrudd av filterkaker - Google Patents

Fremgangsmåte for sammenbrudd av filterkaker Download PDF

Info

Publication number
NO344548B1
NO344548B1 NO20064879A NO20064879A NO344548B1 NO 344548 B1 NO344548 B1 NO 344548B1 NO 20064879 A NO20064879 A NO 20064879A NO 20064879 A NO20064879 A NO 20064879A NO 344548 B1 NO344548 B1 NO 344548B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
polymer
solid polymer
acid
drilling fluid
filter cake
Prior art date
Application number
NO20064879A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20064879L (no
Inventor
Ian Donald Mckay
Ralph Edmund Harris
Original Assignee
Cleansorb Ltd
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=32188882&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=NO344548(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Cleansorb Ltd filed Critical Cleansorb Ltd
Publication of NO20064879L publication Critical patent/NO20064879L/no
Publication of NO344548B1 publication Critical patent/NO344548B1/no

Links

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
    • 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
    • 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
    • C09K8/50—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
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular 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
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • 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
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • 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
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/575—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
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/5751—Macromolecular compounds
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Filtering Materials (AREA)
  • Polyesters Or Polycarbonates (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Biological Depolymerization Polymers (AREA)
  • Sorption Type Refrigeration Machines (AREA)
  • Devices That Are Associated With Refrigeration Equipment (AREA)
  • Piezo-Electric Or Mechanical Vibrators, Or Delay Or Filter Circuits (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)

Description

Fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen er generelt anvendbar på boring av brønner inn i hydrokarbon- og vanninneholdende undergrunnsformasjoner, fra hvilke hydrokarboner eller vann deretter produseres.
I konvensjonell boring av en brønn inn i en undergrunnsformasjon anvendes generelt en borevæske. Borevæsker (også omtalt som boreslam eller innboringsfluider) formuleres vanligvis for å minimalisere fluidtapet til formasjonen. Dette oppnås vanligvis ved å innlemme egnede materialer inn i borefluidet, som bidrar til dannelsen av en filterkake. Vannbaserte borefluider inneholder generelt brobyggende og vektmidler, minst en polymer som en viskositetsdanner og et fluidtapsadditiv, så som stivelse. Egnede brobyggende midler inkluderer, men er ikke begrenset til, baritt, kalsium, karbonat og dolomitt, som også fungerer som vektmidler. Klassifisert salt kan også anvendes som et brobyggende middel sammen med en mettet saltløsning (US 4,175,042). Generelt anvendes et eller flere brobyggende midler i kombinasjon med viskositetsdannende midler, så som egnede biopolymerer. Sammen med finstoff fra formasjonen dannet under boreprosessen, fører dette til en filterkake i formasjonen på innsiden av brønnhullet. Mens filterkaken dannes, er det et væsketap til formasjonen, generelt omtalt som fluidspruttap.
Etter boring kan brønnhullet fores og perforeres, i hvilket tilfelle filterkaken omgås. Imidlertid blir mange brønner, spesielt horisontale brønner, og spesielt lange horisontale brønner, etterlatt som åpne hulls brønner, uten foring og perforering i produksjonsintervallet. Etter boring har slike brønner en filterkakeforing på innsiden av brønnhullet. Filterkaken produsert under boring er en form for formasjonsskade, og selv om det er ønskelig under boring, kan dette vesentlig begrense produksjonsraten for hydrokarbon eller varm fra slike brønner, eller begrense injektiviteten av injeksjonsbrønner. Filterkaken må derfor fjernes for å maksimere produksjons- eller injeksjonsraten.
Dersom formasjonen er en høypermeabilitetsformasjon, kan filterkaken på en adekvat måte fjernes ved stor nedtapping. Imidlertid må det ofte, i lavpermeabilitetsformasjoner eller formasjoner med liten nedtapping, anvendes en fremgangsmåte som hjelper til i fjerning av filterkaken for å sikre at filterkaken fjernes. Det er generelt nødvendig å anvende en kjemisk behandling for å fjerne filterkaken. Konvensjonelle behandlinger for fjerning av filterkake inkluderer anvendelsen av vandige løsninger av et oksidasjonsmiddel, saltsyreløsninger, organiske syreløsninger, inkludert maursyre eller eddiksyre, kombinasjoner av syre og oksidasjonsmiddel og vandige enzymløsninger.
Det er spesielt behov for prosesser som effektivt vil splitte opp filterkaker som følger etter gruspakking. Vellykket gruspakking av åpne hull (’’ekstern gruspakking”) krever tilstedeværelse av en intakt filterkake. Imidlertid, for å gi akseptable produksjonsrater, er det påkrevd eller ønskelig med effektiv opprenskning av filterkaker etter plassering av grusen.
En intakt filterkake er også ønskelig i andre typer av sandkontrollkompletteringer, for eksempel når forpakkede nettinger plasseres for å forhindre fluidtap. Igjen er det nødvendig eller ønskelig med effektivt sammenbrudd av filterkaker som følger etter plassering av nettingen for å gi akseptable produksjonsrater.
US 6,140,277 og PCT/GB00/01032 detaljerer problemene som påvirker konvensjonelle teknikker i filterkakefjeming. Den effektive plasseringen av reaktive fluider, så som saltsyre, er svært vanskelig og fører generelt til svært variabel behandlingseffektivitet langs brønnhullet eller annen målsone. Plasseringsproblemer har blitt adressert ved metoder som genererer syre på-stedet (US 5,678,632; PCT/GB00/01032).
Et annet problem er at filterkaker ofte består av flere komponenter som generelt ikke er fjembare med en enkeltbehandling. For eksempel inneholder visse boreslam- eller innboringsfluider kalsiumkarbonat eller dolomitt i kombinasjon med en polymer eller polymerer som tilveiebringer egnede reologiske egenskaper. Både karbonatet og polymeren bidrar til dannelsen av en filterkake. Finstoff fra bergarten generert under boringen av formasjonsbergarten kan også være til stede i filterkakene.
En syre kan anvendes for å løse opp karbonatkomponentene av slike filterkaker, og egnede polymerbrytere, så som oksidasjonsmidler eller enzymer, kan anvendes for å bryte ned polymerer i filterkaken. Disse har generelt blitt anvendt som separate behandlinger siden syrer og polymerbrytere ofte er inkompatible (se US 6,140,277;
PCT/GB00/01 032).
US 6,140,277 viser anvendelsen av formuleringer som omfatter et viskoelastisk overflateaktivt stoff, et chelateringsmiddel og et enzym for å bryte en filterkake.
PCT/GB00/01032 viser anvendelsen av formuleringer som omfatter estere som hydrolyserer (eventuelt anvendelse av esterhydrolyserende enzymer) for å fremstille organisk syre på-stedet i kombinasjon med oksidanter eller enzympolymerbrytere for å behandle formasjonsskade, inkludert filterkaker.
Både US 6,140,277 og PCT/GBOO/01032 tillater enkelttrinnsbehandlinger av filterkaker, hvori behandlingen oppløser karbonat og hydrolyserer polymerer. Begge behandlingstyper gir svært god sonemessig dekning.
Dersom borefluidformuleringer var tilgjengelige, i hvilke filterkaken ble vesentlig degradert innenfor en rimelig tidsperiode (noen fa dager til noen få uker) uten å anvende en opprenskningsbehandling, ville dette forhindre behovet for separate brønnopprenskningsbehandlinger. Dette ville også overkomme problemene knyttet til å plassere reaktive behandlingsfluider og oppnå god sonemessig dekning i slike behandlinger. Slike filterkaker kan betraktes som selvrensende.
Det er et formål med den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe borefluidformuleringer som produserer filterkaker som er fullstendig eller delvis selvrensende etter boring. Således tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen en fremgangsmåte for å fremstille en selvoppsplittende filterkake i en undergrunnsformasjon, hvilken fremgangsmåte omfatter:
(a) innlemme et fast polymer inn i borefluidet, som er i stand til å omdannes ved hydrolyse til en eller flere organiske syrer;
(b) anvendelse av borefluidet for å bore et brønnhull inn i undergrunnsformasjonen slik at den faste polymeren i borefluidet bidrar til dannelsen av en filterkake; og
(c) tillate den faste polymeren å hydrolysere i nærvær av vann og å rive opp integriteten til filterkaken.
I fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen formuleres borefluidet (generelt referert til som et innboringsfluid), anvendt for boring gjennom den delen av formasjonen fra hvilke hydrokarboner eller vann produseres, for å gi akseptable boreegenskaper. Et fluid anvendt for boring må ha egenskaper som er konsistente med dens påkrevde funksjoner. Påkrevde funksjoner for et borefluid, boreslam eller innboringsfluid inkluderer: kontroll av formasjonstrykk; smøring av borestrengen; avkjøling av borekronen; suspensjon av faste stoffer under statiske forhold og fjerning av borekaks fra hullet.
I fremgangsmåten av den foreliggende oppfinnelsen blir sammensetningen av borefluidet også formulert for å inkludere utvalgte faststoffpolymermaterialer som virker som brobyggende midler og bidrar til oppbyggingen av en filterkake.
Borefluidet er vanligyis et vannbasert fluid, men kan også være oljebasert eller basert på syntetiserte forbindelser, så som flytende estere. Slike borefluider vil være velkjente for de som er dyktige i faget.
I den mest grunnleggende utførelsesformen av oppfinnelsen blir partikler av faststoffpolymer som blir gjenstand for langsom hydrolyse og oppløsning ved reservoartemperatur valgt ut og innlemmet inn i borefluidet som anvendes for å bore inn i den hydrokarbon- eller vannproduserende delen av formasjonen. Etter hvert som brønnen bores bidrar polymerpartiklene til produksjonen av en filterkake i kombinasjon med fine formasjonspartikler, viskositetsdannende midler, inkludert biopolymerer dersom til stede, og andre partikulære materialer innlemmet i borefluidet som et brobyggende eller fluidtapsmiddel. Boring som anvender fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen inkluderer alle fremgangsmåter som vil være anerkjente som boring av en som er dyktig i faget, inkludert underrømming. Deretter hydrolyserer polymeren i nærvær av vann til vannløselige monomerer eller oligomerer. Normalt vil polymeren oppløses for å produsere organisk syre eller syrer. Hydrolyse av polymeren splitter opp integriteten av filterkaken ved å fjerne minst en del av det partikulære materialet i filterkaken. I tillegg, dersom filterkaken inneholder syreløselig materiale, så som et karbonatbrobyggende middel og/eller fine formasjonspartikler, vil syre fremstilt ved hydrolyse av polymeren reagere med minst en del av det syreløselige materialet og vil ytterligere rive opp integriteten av filterkaken. Dersom formasjonen er en karbonatformasjon, kan syre fremstilt ved hydrolyse av polymeren også reagere med formasjonen tilgrensende filterkaken og hjelpe til i filterkakens sammenbrudd.
Hydrolysen av den faste polymeren forekommer vanligvis over en periode lenger enn det som er nødvendig for å bore gjennom den delen av formasjonen som vil bli produsert. Normalt vil dette vare noen fa dager, og fortrinnsvis 4 eller flere dager, selv om polymerhydrolyse kan være ønskelig over en kortere eller lengre periode, avhengig av tiden det tar å bore og komplettere brønnen. Generelt er det ønskelig at filterkaken forblir intakt inntil boring er komplett. Ved dette punktet blir borefluidet vanligvis fortrengt med et fluid fritt for faste partikler, normalt et vandig fluid. Det er ønskelig at filterkakens integritet bare vesentlig rives opp etter at borefluidet har blitt fortrengt av et fluid fritt for faststoffer, slik at fluidtapet til formasjonen minimaliseres.
Polymeren anvendt i fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen er enhver faststoffpolymer som hydrolyserer i nærvær av vann for å generere en organisk syre eller syrer. Fortrinnsvis er polymeren en polyester, typisk en alifatisk polyester. Mest foretrukket er polyesteren valgt fra gruppen som kan syntetiseres med egnede fremgangs måter kjente for de som er dyktige i faget, inkludert ringåpnings-smeltekondensasjonen av laktid (melkesyre syklisk dimer), glykolid (glykolsyre syklisk dimer) og kaprolakton. Egnede polymerer inkluderer polymerer som innlemmer laktid, glykolid eller kaprolakton, med eller uten andre monomerer. Spesifikke eksempler inkluderer polylaktid (polymelkesyre), polyglykolid (polyglykolsyre), laktid-glykolid kopolymer, laktidkaprolakton kopolymer, glykolid-kaprolakton kopolymer og laktid-glykolid-kaprolakton kopolymer. Egnede polymerer inkluderer også homopolymerer eller kopolymerer av melkesyre og hydroksymelkesyre (glykolsyre) og kopolymerer av melkesyre og/eller glykolsyre med en eller flere andre forbindelser som inneholder hydroksy-, karboksyleller hydroksykarboksylsyredeler. US 4,986,353 tilveiebringer eksempler på egnede monomerer som melkesyre eller glykolsyre kan kondenseres med. Egnede monomerer inkluderer, men er ikke begrenset til tribasiske syrer så som sitronsyre, dibasiske syrer så som adipinsyre, og dioler så som etylenglykol og polyoler. De inkluderer også difunksjonelle molekyler så som 2,2-(bishydroksymetyl)propionsyre. Foretrukne ko-kondenserende molekyler i henhold til fremgangsmåten av US 4,986,353 er sitronsyre, 2,2-(bishydroksymetyl)propansyre, trimetylol-etan, og adipinsyre.
Disse eller andre monomerer, kan også innlemmes i polymerene, i henhold til fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen, så lenge faststoffolymeren blir gjenstand for hydrolyse i nærvær av vann for å generere en organisk syre eller syrer. Syrefremstilling er fra enkel hydrolyse av esterforbindelser i polyesteren.
Polymerer som hydrolyserer for å fremstille melkesyre og/eller glykolsyre er foretrukne. Særskilt foretrukne polymerer er alifatiske polyestere valgt fra gruppen som kan syntetiseres ved kondensasjon av melkesyre, glykolsyre, laktid (dimer av melkesyre) glykolid (dimer av glykolsyre) og kaprolakton. Hydrolyse av en polymer hvori melkesyre har blitt innlemmet ved kondensasjon, produserer melkesyre og hydrolyse av en polymer, hvori glykolsyren har blitt innlemmet ved kondensasjon, produserer glykolsyre.
Sammensetningen av polymeren eller kopolymeren er en hoveddeterminant for hydrolyseraten til polymeren. En sammensetning som vil gi den påkrevde hydrolyseraten under temperaturforholdene i den behandlede formasjonen vil generelt bli valgt. Etter boring av brønnen og fortrengning av borefluidet til et fluid fritt for faststoff, vil brønnen normalt nedstenges for en tid som er tilstrekkelig for polymeren å hydrolysere og rive opp integriteten av filterkaken. Brønnen settes så i produksjon (eller for tilfelle av en injeksjonsbrønn, på injeksjon).
Hydrolyse av polymeren er ved bulkerosjon (Biodegradable Polymers as Drug Delivery System, redigert av Mark Chasin og Robert Langer. Marcel Dekker Inc., New York, Basel og Hong Kong, 1990).
Hydrolyseraten påvirkes primært av fire nøkkelvariabler; monomer stereokjemi (D-eller L-form), komonomerforhold, polymer kjedelinearitet og polymer molekyl vekt. Hydrolyse finner sted på overflaten av polymeren slik at, for en gitt polymersammensetning, partikkelstørrelsen til polymeren også er en hoveddeterminant for hydrolyseraten og syreproduksjonen.
Mindre polymerpartikler av en gitt sammensetning ved en gitt temperatur har et større overflateareal per enhets vekt, og vil produsere syre ved en høyere rate. Generelt vil polymelkesyre og andre melkesyrerike polymerer degradere ved en langsommere rate enn polyglykolsyre og glykolsyrerike polymerer og er generelt foretrukne for fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen.
Innlemming av kaprolakton inn i polymerene kan øke hydrolyseraten for polymerene hvis det er ønskelig. Hydrolyseraten for polymerene kan også påvirkes av blokkomfanget eller tilfeldig struktur i kopolymerer, ved kjemisk modifikasjon av endegruppene til polymeren, eller ved forgreningstilførsel inn i polymerene, for eksempel ved å innlemme polyoler inn i polymeren.
Depolymeriseringsraten kan også økes ved å innlemme spesifikke kjemikalier, så som kvatemære ammoniumforbindelsen in i polyesteme (US 5,278,256).
Sammensetninger av polymerer som hydrolyserer relativt raskt inkluderer polyglykolsyre og polymerer hvor glykolsyre representerer over 50 % til 100 % av bestanddelsmonomerene i polymeren. Sammensetninger av polymer som hydrolyserer relativt langsomt inkluderer polymelkesyre og polymerer hvor melkesyre representerer over 50 % til 100 % av bestanddelsmonomeren til polymeren. I lave temperaturer, for eksempel fra 20 °C til 100 °C, vil polymerer som er rike på glykolsyre (det vil si inneholder mer enn 50 %) ha en tendens til å bli anvendt i fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen. Ved høyere temperaturer, for eksempel fra omtrent 80 °C til 170 °C vil polymerer som er rike på melkesyre (det vil si som inneholder mer enn 50 %) ha en tendens til å bli anvendt.
Typen av organisk syre, mengden av syre levert og syreproduksjonsraten ved en gitt temperatur kan bestemmes ved å velge en passende polymersammensetning og -form av faststoff polymerpresentasjonen (størrelse og form på faststoffene).
Syre fremstilt ved hydrolyse av polymeren kan reagere med syreløselig materiale, så som kalsiumkarbonat eller dolomitt til stede i filterkaken eller tilgrensende formasjon. Fortrinnsvis reagerer de organiske syrene fremstilt ved hydrolyse av polymeren med kalsiumkarbonat for å danne kalsiumsalter med en løselighet i vann på minst noen fa prosent ved formasjonstemperaturen. Melkesyre og glykolsyre er egnede syrer.
Fordi syre fremstilles over en tidsperiode, kan faststoffpolymeren innlemmes inn i filterkaken før det meste av syren produseres. Polymeren vil normalt være til stede i hele borefluidet som anvendes for å bore gjennom produksjonsintervallet og vil derfor være til stede i hele filterkaken.
Polymerene kan anvendes i enhver fast konfigurasjon, inkludert, men ikke begrenset til sfærer, sylindere, kuboider, fibre, perler eller annen konfigurasjon som kan tilføres formasjonen. De vil fortrinnsvis bli anvendt i form av partikler i størrelsesområdet fra 1 mikron til 2 mm, mest foretrukket 5 mikron til 100 mikron.
Polymerer av den ønskede størrelse og form kan fremstilles ved enhver egnet fremgangsmåte kjent for de som er dyktige i faget, inkludert, men ikke begrenset til høy skjærdispersjon av polymersmelten, emulgering etterfulgt av løsningsmiddelfordampning, desolvatisering, sprøytetørking eller oppmaling. Noen egnede fremgangsmåter for fremstilling av mikropartikler, mikrosfærer, mikrokapsler, formede partikler og fibere er gjennomgått i Chasin, M og Langer, R. (Eds.). Biodegradable Polymers as Drug Delivery System. Marcel Dekker Inc., New York, (1990). US 4,986,355 viser en fremgangsmåte for å fremstille polyesterpartilder med egnet størrelse, for anvendelse som et fluidtapsadditiv eller som en gelbryter i en underjordisk formasjon.
Generelt er det ønskelig å forhindre bruk av klorerte løsningsmidler i løsningsmiddelbaserte metoder for å fremstille partiklene av ønsket størrelse og form. For eksempel har metylenklorid blitt anvendt for å fremstille mikropartikler av polyestere, så som polylaktid for anvendelse i medikamentleveringsapplikasjoner, men vesentlige mengder av metylenklorid kan være til stede i mikropartiklene selv etter tørking. Nærværet av klorerte løsningsmidler vil redusere den for øvrig utmerkede miljømessige aksepterbarheten av polyesterne Løseligheten av polyestere i ikke-klorerte løsningsmidler er generelt begrenset.
I andre utførelsesformer av oppfinnelsen kan polymerbrytere også, eventuelt, tilføres brønnhullet for å hjelpe til i opprivning av filterkaken, ved å angripe alle biopolymerer eller andre viskositetsdannende eller fluidtapspolymerer til stede i filterkaken. Polymerbryteren kan tilføres borefluidet og/eller til den faste polymeren i seg selv, men vil fortrinnsvis tilføres fluidet som er fritt for faste stoffer tilført brønnhullet for å fortrenge borefluidet. Polymerbryteme kan løses opp eller dispergeres i borefluidet, fastpolymeren eller fluidet som er fritt for faste partikler, eller kan være til stede i form av enhver forsinket eller kontrollert frigivelsesformulering, inkludert innkapslede former av polymerbrytere, så som vil være kjent av de som er dyktige i faget.
Foretrukne polymerbrytere av den foreliggende oppfinnelsen er oksidative brytere (oksidanter) og enzymbrytere, selv om enhver annen bryter i stand til i det minste delvis å degradere viskositetsdannende eller fluidtapspolymerer, også kan brukes.
Oksidative brytere anvendt i fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen kan være enhver av de oksidative bryterne kjent, for de som er dyktige i faget, til å være nyttige til å reagere med viskositetsdannende eller fluidtapspolymerer, i de fleste tilfeller polysakkarid biopolymerer, for å redusere viskositeten av polymerinneholdende sammensetninger eller for å rive opp polymerinneholdende filterkaker. Den oksidative bryteren kan være til stede i løsning eller som en dispersjon. Egnede forbindelser inkluderer peroksider, persulfater, perborater, perkarbonater, perfosfater, hypokloritter, persilikater og hydrogenperoksidaddukter, så som urea hydrogenperoksid og magnesiumperoksid. De vil generelt i det minste bli anvendt ved den konsentrasjonen kjent for å være effektiv av de som er dyktige i faget.
Foretrukne oksidative brytere for innlemming i borefluidet, fluidene (inkludert fluider som er frie for faste partikler) tilført brønnhullet for å fortrenge borefluidet, eller inn i faststoffpolymeren i henhold til fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen, er peroksider som kan dekomponere for å generere hydrogenperoksid. Av de oksidative bryterne som er mest foretrukne er perkarbonater og perborater, mer spesielt natriumperkarbonat og natriumperborat.
Foretrukne enzymbrytere for anvendelse i fremgangsmåten av den foreliggende oppfinnelsen inkluderer de enzymene som er kjent innen teknikken for å være nyttige i å hydrolysere viskositetsdannende eller fluidtapspolymerer, og derved redusere viskositeten til polymerinneholdende sammensetninger eller for å rive av polymerinneholdende filterkaker. Enzymbrytere vil velges på basis av deres kjente evne til å hydrolysere den viskositetsdannende polymeren. Normalt vil den viskositetsdannende polymeren være en polysakkarid, og enzymbryteme vil velges på basis av deres kjente evne til å hydrolysere polysakkaridkomponenter i filterkaken. Eksempler på egnede enzymer som kan anvendes for å bryte opp polysakkarider inkluderer enzymer som kan hydrolysere stivelse, xantan, cellulose, guar, skleroglukan, ravglykan eller derivater av disse polymerene.
I noen utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen kan effektiviteten av de innlemmede oksidantbryteme forhøyes ved å fremstille flere reaktive oksidanter. Under visse forhold, for eksempel når en peroksid tilføres, kan produksjonen av hydrogenperoksid ved nærvær av den organiske syre føre til dannelsen av en persyre, som er en mer effektiv oksidant enn hydrogenperoksidet. Hydrolyse av estere i nærvær av hydrogenperoksid kan også føre til produksjonen av persyrer. Estere er kjent for å hydrolyseres ved hydrolaser (EC 3), så som en lipase (EC 3.1.1.3), en esterase (EC 3.1.1.1) eller en protease (EC 3.4) i nærvær av hydrogenperoksid eller andre peroksider for å danne en persyre (US 3,974,082; US 5,108,457; US 5,296,161; US 5,338,474; US 5,352,594; US 5,364,554). Persyrer produsert på-stedet av slike enzymer har blitt anvendt for blekeapplikasjoner. Persyrer er mer effektive oksidanter enn peroksider, spesielt i temperaturområdet fra 25 til 80 °C. Således kan estere, esterhydrolyserende enzymer, hydrogenperoksid eller hydrogenperoksidgenererende forbindelser innlemmes i borefluidet, inn i fluidet som er fritt for faste partikler tilføres brønnhullet for å fortrenge borefluidet, eller inn i den faste polymeren av den foreliggende oppfinnelsen. Hydrolyse av polyestere i nærvær av hydrogenperoksid er også forventet å generere persyrer.
I visse utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen kan det være ønskelig å anvende mer enn en type polymerbryter, for eksempel kan en oksidant anvendes i kombinasjon med en enzymbryter i tilfelle hvor to polysakkarider er til stede, men bare en er mottakelig for angrep av et enzym.
Hvis ønskelig kan de faste polymerene inneholde andre materialer ved oppløsning, dispersjon eller innkapsling. De andre materialene kan inkludere polymerbrytere. Hydrolyse av den faste polymeren vil frigi polymerbryteme eller andre tilsatte materialer. I tilfelle av polymerbrytere innkapslet i polymeren, vil frigivelse generelt etterfølge hydrolyse av den faste polymeren og syreproduksjon, og i tilfelle oppløste eller dispergerte materialer vil frigivelse være sammenfallende med syreproduksjon. En funksjon for de tilsatte materialene er å justere den spesifikke graviteten til den faste polymeren til den ønskede verdien for innlemmelse i borefluidet. Foretrukne materialer for å justere den spesifikke graviteten inkluderer vannløselige alkalimetallsalter og andre salter som ellers anvendes for å justere den spesifikke graviteten til oljefeltsaltlaker. De andre materialene kan også omfatte kalsiumperoksid og ammoniumbifluorid. Hvor de andre materialene er vannløselige, vil oppløsning av det vannløselige andre materialet sammenfallende med hydrolysen av den faste polymeren skje i nærvær av en saltlake som er undermettet med hensyn til det vannløselige materialet. Dette vil føre til videre oppriving av filterkaken.
Fordi syre fremstilles ved hydrolyse av de faste polymerene, kan kjemikalier som reagerer med syre for å fremstille ønskelige oksidanter eller andre kjemikalier for behandling av undergnmnsformasjonen hensiktsmessig innlemmes inn i et eller flere av borefluidet, fluidet som er tilført inn i brønnhullet for å fortrenge borefluidet eller inn i den faste polymeren i henhold til fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen. Eksempler på egnede kjemikalier er kalsiumperoksid og ammoniumbifluorid. Kalsiumperoksid dekomponerer i nærvær av syre for å danne hydrogenperoksid, og ammoniumbifluorid dekomponerer i nærvær av syre for å danne hydrogenfluorid. På-stedet produksjon av hydrogenperoksid eller hydrogenfluorid kan videre hjelpe til i filterkakesammenbruddet. Produksjon av hydrogenfluorid tillater oppløsning av materialer som ikke er lett løselige i organiske syreløsninger, så som finstoffer av silikat eller leire produsert ved boreprosessen. Silikat eller leirer til stede i boreslammet (for eksempel bentonitt eller montmorillonitt) eller silikat eller leirer til stede i formasjonen, for eksempel sandstensformasjon, tilgrensende brønnhullet. Generering av hydrogenfluorid i fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen kan hjelpe til i sammenbrudd av filterkaker som inneholder materialer oppløselige med hydrogenfluorid eller sammenbrudd av filterkaker som er tilgrensende formasjoner som inneholder materialer oppløselige med hydrogenfluorid.
Glykolsyre kan løse opp kalsiumsulfat. Glykolsyre fremstilt ved hydrolyse av den faste polymeren, eller tilført direkte inn i brønnhullet, kan efektivt fjerne kalsiumsulfat og således tillate kalsiumsulfat å anvendes som et brobyggende middel i borefluidet hvis det er ønskelig. Glykolsyre fremstilt ved hydrolyse av den faste polymeren kan også være efektiv i å oppløse ethvert kalsiumsulfat fremstilt ved reaksjon mellom borefluidet og formasjonsfluidet. Andre chelateringssyrer som kan fremstilles ved hydrolyse av fastpolymer og som kan oppløse andre mineralbrobyggende midler eller avleiringer, vil være opplagt for de som er dyktige i faget.
Mer enn en fast polymer med eller uten innkapslete, oppløste eller dispergerte polymerbrytere kan tilføres formasjonen samtidig. Den endelige fullstendige oppløsningen av de faste polymerene tillater ideell opprenskningsoppførsel.
Alle kjemikalier påkrevd for fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen vil normalt være av teknisk grad for å redusere kostnaden ved fremgangsmåten.
Hvor et enzym anvendes som en polymerbryter i henhold til fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen, er det nødvendig å velge et enzym som forblir aktivt under reservoarforhold og i behandlingsfluidet, for minst så lenge som det er behov for den katalytiske aktiviteten.
Enzymet er generelt et vannløselig enzym. Det er generelt fordelaktig for enzymene å være lett vannløselige selv om enzymene også kan være aktive og anvendes i lawannsaktivitetsmiljøer eller to-fase systemer slik som emulsjoner eller dispersjoner. Typisk anvendes isolerte enzymer. Enzymer kan isoleres fra plante-, dyre-, bakterie- eller soppkilder. Enzymene kan fremstilles fra villtype, konvensjonelt avlete, muterte eller genetisk behandlede organismer. Enzymene kan eventuelt være kjemisk modifiserte, så lenge de holder på, eller har den ønskede katalytiske evnen. Fortrinnsvis vil enzymene være industrielle enzymer tilgjengelig i bulk fra kommersielle kilder.
Selv om det meste av syren fremstilles fra hydrolyse av den faste polymeren etter at filterkaken er dannet, kan spor av syre til stede i borefluidet som oppstår fra hydrolyse av de faste polymerene under boring, potensielt føre til for tidlig oppløsning av syreløselige deler av filterkaken. Denne situasjonen kan forhindres ved innlemming i borefluidene ved den foreliggende oppfinnelsen av en egnet mengde av en base eller en buffer som ville opprettholde pH ved et nivå over det som vil være for erosjon av filterkaken, for i det minste den tidsperioden påkrevd for å bore brønnhullet i den hydrokarbon- eller vannbærende formasjonen.
Tilsvarende, kan for tidlig oppløsning av filterkake på grunn av polymerbrytere som angriper filterkaken adresseres ved å anvende kontrollerte frigivelsespreparater av polymerbryter, så som vil være kjent for de som er dyktige i faget, inkludert, men ikke begrenset til, preparater hvori polymerbryteren innlemmes i den faste polymeren ved innkapsling, oppløsning eller dispersjon. Normalt vil imidlertid polymerbryteme ikke være til stede i borefluidet ettersom de ellers ville redusere viskositeten til under den ønskede verdien. Fortrinnsvis vil en eller flere polymerbrytere tilføres brønnhullet i fluidet som er fritt for faststoffer, som skal anvendes for å fortrenge borefluidet. Polymerbryteren vil være til stede i en mengde som er tilstrekkelig for å hjelpe til i den videre opprivningen av filterkaken på grunn av degradering av polymerene til stede i filterkaken. Dette sammenbruddet er i tillegg til det som forårsakes av oppløsning av fast polymer og oppløsning av ethvert syreløselig materiale til stede i filterkaken.
Sammenbrudd av en filterkake i henhold til fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen kan eventuelt anvendes i kombinasjon med konvensjonelle filterkakeopprivningsmidler andre enn polymerbrytere. Disse er velkjente for de som er dyktige i faget, inkludert syrer, syregenererende kombinasjoner så som estere og esterhydrolyserende enzymer og chelateringsmidler. Komponentene av slike kjemiske behandlinger kan på en hensiktsmessig måte være inkludert i fluidene som anvendes for å fortrenge borefluidet fra brønnhullet.
Borefluidet og fluidet som er fritt for faststoffer anvendt for å fortrenge borefluidet, kan fremstilles ved enhver fremgangsmåte for å fremstille slike fluider, som er velkjent for de som er dyktige i faget. Fluidene vil vanligvis bare anvendes for å bore gjennom produksjonsintervallet. Andre borefluider vil anvendes for å bore gjennom andre soner.
Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer videre et borefluid som er egnet for å bore inn i en undergrunnsformasjon som inneholder, som et brobyggende middel, et eller flere faste polymerer i stand til å bli omdannet ved hydrolyse til en eller flere organiske syrer. Den ene eller hver enkelt faste polymer kan defineres som ovenfor i forbindelse med fremgangsmåten ved oppfinnelsen. Fortrinnsvis er den faste polymeren en polyester.
Mengdene av fast polymer til stede i borefluidet vil avhenge av den påkrevde karakteristikken til borefluidet og mengdene av de andre komponentene av borefluidet. Genereit vil den valgte formuleringen føre til en filterkake som inneholder tilstrekkelig av den faste polymeren, slik at når den faste polymeren hydrolyseres vil den forårsake tilstrekkelig sammenbrudd av filterkaken (alene eller i kombinasjon med oppløsningen av det syreløselige materialet i filterkaken og/eller degraderingen av polymerer i filterkaken dersom polymerbrytere allerede er til stede) for å øke og fortrinnsvis for vesentlig å gjenopprette formasjonspermeabiliteten til det det var før boring av brønnen.
Typisk vil et volum av fast polymer bli anvendt, som vil erstatte hele eller deler av volumet til det partikulære materialet som typisk er til stede i et borefluid. Typisk er opp til omtrent 60 % ved vekt av faststofer til stede i et borefluid, som kan være opp til omtrent 20 % ved volum. Således kan mellom omtrent 1 % og 25 %, og fortrinnsvis omtrent 5 til 20 % ved volum av fast polymer innlemmes inn i borefluidene, i henhold til fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen.
Hvor polymerbrytere er innlemmet inn i fluider i henhold til fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen, vil de innlemmes med en konsentrasjon tilstrekkelig for å bidra til sammenbruddet av filterkaken. Enzympolymerbrytere vil typisk anvendes ved 0,05 % til 5 % v/v kommersielle væskepreparater eller tilsvarende mengder av tørr enzymfremstilling. Mengder av anvendt oksidativ polymerbryter anvendt vil avhenge av type oppbrytningsmiddel brukt, men vil være i størrelsesorden 0,005 til 60 kg/m<3>, fortrinnsvis 0,2 til 10 kg/m<3>. Dersom polymerbrytere er innlemmet inn i fast polymer, vil de også bli innlemmet ved en konsentrasjon som er tilstrekkelig til å bidra til sammenbruddet av filterkaken.
Generelt vil borefluidet og fluidet som er fritt for faste stoffer brukt til å fortrenge borefluidet, være vandig. Den faste polymeren kan imidlertid innlemmes i hydrokarbonbaserte borefluider. Oppløsning av filterkake fordrer nærvær av vann. Ved fortrengning av en hydrokarbonbasert fluid til en vannbasert fluid vil det være påkrevd med varsomhet for å forhindre dannelsen av emulsjoner. Potensielle problemer i å utføre fluidfortrengningsoperasjoner og fremgangsmåter for å overkomme disse problemene vil være velkjente for de som er dyktige i faget.
Den foreliggende oppfinnelsen har de følgende særskilte fordelene over tidligere teknikk:
Boring som bruker borefluidformuleringer av den foreliggende oppfinnelsen produserer en filterkake som er selvrensende. Borefluidformuleringene har lav risiko. Fremgangsmåten splitter opp filterkaker langs hele produksjonsintervallet med god sonemessig dekning. Anvendelsen av konvensjonelle syrebaserte opprenskningsmetoder er ikke påkrevd, hvilket har operasjonelle, helsemessige og sikkerhetsmessige fordeler. Filterkake som inneholder både karbonat og polymerer kan ganske enkelt og hensiktsmessig rives opp ved å bore en brønn med borefluidformuleringer ved den foreliggende oppfinnelsen og fortrenge til et fluid som er fritt for faste partikler som inneholder polymerbrytere. Sammenbrudd av filterkake etterfulgt av gruspakninger og andre sandkontrollkompletteringer kan oppnås uten å innlemme behandlingskjemikalier i gruspakningsfluidet, eller en etterfølgende behandling av den gruspakkede brønnen. Systemkomponentene er generelt miljømessig akseptable. Fluidene anvendt for å fjerne filterkaken er ikke svært korrosive. Anvendelsen av korrosjonsinhibitorer blir derfor generelt ikke påkrevd, hvilket gir ytterligere miljømessige fordeler.
Oppfinnelsen vil bli videre illustrert ved de følgende eksemplene:
Eksempel 1
1 g polyglykolsyrepulver ble tilsatt 50 ml rør som inneholder 10 ml vann og 2 g kalsiumkarbonat (gjennomsnittlig partikkelstørrelse 50 mikron). Rørene ble korket og inkubert ved 25 °C, 60 °C og 80 °C. Kalsiumkarbonatoppløsning (på grunn av glykolsyre frigitt ved hydrolyse av polyglykolsyren) ble overvåket ved å ta prøver av det vandige fluidet, separere partikulært materiale ved sentrifugering og analyse det løselige kalsiumet ved å anvende en kalorimetrisk analyseprosess.
Mengden kalsiumkarbonat oppløst etter 24 timer var 6, 20 og 40 g/l ved henholdsvis 25 °C, 60 °C og 80 °C.
Eksempel 2
1 g polymelkesyregranuler (2,5 mm gjennomsnittlig diameter) ble tilsatt til 50 ml rør inneholdende 10 ml vann og 2 g kalsiumkarbonat (gjennomsnittlig partikkelstørrelse 50 mikron). Rørene ble korket og inkubert ved 80 °C og 95 °C. Kalsiumkarbonatoppløsning (på grunn av melkesyre frigitt ved hydrolyse av polymelkesyren) ble overvåket ved å ta prøver av det vandige fluidet, separere partikulært materiale ved sentrifugering og analysere det løselige kalsiumet ved å anvende en kalorimetrisk analyseprosess.
Mengden av kalsiumkarbonat oppløst etter 24 timer var 2,5 og 12,4 g/l ved henholdsvis 80 °C og 95 °C.
Eksempel 3
1000 g oppmalt polymelkesyre (gjennomsnittlig diameter 400 mikron) ble tilsatt 75 ml avionisert vann og plassert i en Ofite høytrykks-høytemperatur (HPHT)-celle. Cellen ble forsegnet og varmet til 121 grader C. Etter omtrent 23 timer, 48 timer eller 69 timer (tre separate kjøringer) ble cellen åpnet og ethvert uoppløst materiale samlet og lufttørket til konstant vekt. Prosentandelen av den opprinnelige PLA oppløst ble deretter bestemt.
Disse resultatene indikerer at hydrolyse krever titalls timer ved 121 grader C. Den lave pHen indikerer at produksjon av melkesyre er knyttet til hydrolysen av polymelkesyren.
Eksemplene viser at polyglykolsyre og polymelkesyre hydrolyserer ved kontakt med vann. Kalsiumkarbonat oppløses ved syre produsert fra hydrolysen av de faste polymerene. De viser videre at syreproduksjonsraten er en funksjon av sammensetningen til polymeren og temperaturen. Hydrolyse av polyesterpolymerer til stede i en filterkake vil føre til sammenbrudd av filterkaken. Den medfølgende organiske syreproduksjonen vil videre hjelpe til i sammenbruddet av karbonatinneholdende filterkaker og filterkaker i kontakt med en karbonatformasjon.

Claims (30)

Krav
1. Fremgangsmåte for produksjon av en selvoppsplittende filterkake i en undergrunnsformasjon, hvilken fremgangsmåte omfatter:
(a) innlemme i et borefluid en fast polymer i stand til å omdannes ved hydrolyse til en eller flere organiske syrer;
(b) anvende borefluidet for å bore et brønnhull i undergrunnsformasjonen slik at den faste polymeren i borefluidet bidrar til dannelsen av en filterkake; og
(c) tillate den faste polymeren å hydrolysere i nærvær av vann og splitte integriteten til filterkaken.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den faste polymeren er en polyester.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, hvori den faste polymeren er en alifatisk polyester.
4. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori den faste polymeren er en polymer som omfatter en eller flere av melkesyre, laktid, glykolsyre, glykolid, kaprolakton og (eventuelt) andre hydroksy-, karboksylsyreeller hydroksykarboksylsyreforbindelser som kan kondensere med melkesyre, laktid, glykolsyre, glykolid eller kaprolakton.
5. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori den faste polymeren er en polymer som produserer en eller flere organiske syrer ved hydrolyse.
6. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori den faste polymeren er en polymer som produserer melkesyre eller glykolsyre ved hydrolyse.
7. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori den faste polymeren er i form av en sfære, sylinder, kuboid, fiber, pulver eller perle, eller annen konfigurasjon.
8. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori syren produsert ved hydrolyse av den faste polymeren oppløser syreløselig materiale til stede i filterkaken eller tilgrensende formasjon.
9. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori borefluidet omfatter den faste polymeren i en mengde på fra 1 til 25 % v/v.
10. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori borefluidet videre omfatter en polymerbryter eller den faste polymeren videre omfatter en polymerbryter.
11. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori fremgangsmåten videre omfatter fortrengning av borefluidet med et fluid som omfatter en polymerbryter.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 10 eller 11, hvori polymerbryteren er et hydrolaseenzym.
13. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 10 til 12, hvori polymerbryteren er et polysakkaridhydrolyserende enzym.
14. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 10 til 13, hvori polymerbryteren er et enzym som kan hydrolysere stivelse, xantan, cellulose, guar, skleroglukan eller ravglykan eller et derivat av ethvert av disse polymerene.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 10 eller 11, hvori polymerbryteren er en oksidant.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvori polymerbryteren er en oksidant valgt fra persulfat, hypokloritt, peroksid, perborat, perkarbonat, perfosfat, persilikat, metallkation og hydrogenperoksidaddukt.
17. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 10 til 16, hvori polymerbryteren er i form av et forsinket frigivelsespreparat.
18. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 10 til 17, hvori den eller hver enkelt av polymerbryteren innlemmes i den faste polymeren ved (a) innkapsling, for å tillate dens eller deres kontrollerte frigivelse sammenfallende med eller etter syreproduksjon, eller (b) ved oppløsning eller dispergering, for å tillate dens eller deres kontrollerte frigivelse sammenfallende med syreproduksjon.
19. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori den faste polymeren eller borefluidet og etterfølgende filterkake videre omfatter kalsiumperoksid og hvori syre fremstilt ved hydrolyse av den faste polymeren fører til generering av hydrogenperoksid.
20. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori den faste polymeren, borefluidet eller fluidet fritt for faststoffer videre omfatter ammoniumbifluorid og hvori syre fremstilt ved hydrolyse av den faste polymeren fører til generering av hydrogenfluorid.
21. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori borefluidet videre omfatter kalsiumsulfat som et brobyggende middel.
22. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 10 til 21, hvori polymerbryteren er til stede i en mengde tilstrekkelig til å videre splitte integriteten til filterkaken.
23. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori undergrunnsformasjonen inneholder hydrokarbon eller vann, og hvori fremgangsmåten videre omfatter gjenvinning av et hydrokarbon eller vann fra den behandlede formasjonen.
24. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori den faste polymeren videre omfatter et eller flere materialer innlemmet i den faste polymeren ved oppløsning, dispergering eller innkapsling.
25. Fremgangsmåte ifølge krav 24, hvori det ene eller flere andre materialer velges fra polymerbrytere, spesifikke gravitetsjusteringsmaterialer, kalsiumperoksid og ammoniumbifluorid.
26. Borefluid egnet for boring inn i en undergrunnsformasjon som inneholder som et brobyggende middel et eller flere faste polymerer i stand til å omdannes ved hydrolyse til en eller flere organiske syrer.
27. Borefluid i henhold til krav 26, hvori den faste polymeren er en polyester.
28. Borefluid ifølge krav 26 eller 27, hvori den eller hver enkelt faste polymer er som definert i ethvert av kravene 3 til 6.
29. Borefluid ifølge ethvert av kravene 26 til 28, hvori den faste polymeren hydrolyserer i nærvær av vann og splitter en filterkake som innlemmer den faste polymeren.
30. Borefluid ifølge krav 29, hvori syre produsert ved hydrolyse av den faste polymeren videre splitter en filterkake ved å reagere med syreløselig materiale til stede i filterkaken eller tilgrensende formasjon.
NO20064879A 2004-03-27 2006-10-26 Fremgangsmåte for sammenbrudd av filterkaker NO344548B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB0406998A GB2412391A (en) 2004-03-27 2004-03-27 Process for disruption of filter cakes
PCT/GB2005/001193 WO2005095538A1 (en) 2004-03-27 2005-03-24 Process for disruption of filter cakes

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20064879L NO20064879L (no) 2006-10-26
NO344548B1 true NO344548B1 (no) 2020-01-27

Family

ID=32188882

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20064879A NO344548B1 (no) 2004-03-27 2006-10-26 Fremgangsmåte for sammenbrudd av filterkaker

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7935660B2 (no)
CN (1) CN1977027B (no)
BR (1) BRPI0509303B1 (no)
CA (1) CA2560939C (no)
GB (3) GB2412391A (no)
NO (1) NO344548B1 (no)
RU (1) RU2373250C2 (no)
WO (1) WO2005095538A1 (no)

Families Citing this family (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8367589B2 (en) * 2005-01-24 2013-02-05 Schlumberger Technology Corporation Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation
US7833949B2 (en) * 2005-01-24 2010-11-16 Schlumberger Technology Corporation Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation
NL1032588C2 (nl) * 2006-09-27 2008-03-28 Oasen N V Horizontale put.
AU2008284101B2 (en) 2007-08-03 2012-07-05 M-I Llc Delayed breaker
AR068867A1 (es) * 2007-10-15 2009-12-09 Kemira Chemicals Inc Composiciones de fluido para tratamianto de pozos que incluyen una formulacion de percarbonato de liberacion retardada y metodos para usarlas
US8575073B2 (en) * 2008-06-20 2013-11-05 Schlumberger Technology Corporation Slickwater treatment fluid and method
US20100042465A1 (en) * 2008-08-14 2010-02-18 Adam Pritchard Audience Manager and Custom Segments
WO2010056779A2 (en) * 2008-11-13 2010-05-20 M-I L.L.C. Particulate bridging agents used for forming and breaking filtercakes on wellbores
US10717922B2 (en) 2009-05-13 2020-07-21 Abdullah Al-Dhafeeri Composition and method for stimulation of oil production in sandstone formations
US9290689B2 (en) 2009-06-03 2016-03-22 Schlumberger Technology Corporation Use of encapsulated tracers
US8393395B2 (en) 2009-06-03 2013-03-12 Schlumberger Technology Corporation Use of encapsulated chemical during fracturing
CN101955764B (zh) * 2009-07-20 2013-04-24 中国石油天然气股份有限公司 无固相钻井液滤饼解除体系
CN102040991B (zh) * 2009-10-13 2013-04-24 中国石油天然气股份有限公司 一种低固相钻井液滤饼解除体系
US20110186293A1 (en) * 2010-02-01 2011-08-04 Gurmen M Nihat Use of reactive solids and fibers in wellbore clean-out and stimulation applications
EP2609169B1 (en) 2010-08-26 2017-03-15 Tech-Star Fluid Systems Inc. Drilling fluid and method for drilling in coal-containing formations
BR112013012993A2 (pt) * 2010-11-25 2016-09-13 Bp Exploration Operating consolidação
CN102212347A (zh) * 2011-04-21 2011-10-12 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 强抑制抗温200℃、高密度抗盐钻井液的配方及制备方法
CN102212346A (zh) * 2011-04-21 2011-10-12 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 强抑制抗温220℃、高密度抗盐钻井液的配方及制备方法
CN102627954B (zh) * 2012-03-26 2013-08-28 中国石油化工股份有限公司 可控制定时集中释放过硫酸钠微胶囊及其制备方法
CN103571447A (zh) * 2012-08-03 2014-02-12 中国石油化工股份有限公司 钻井液用自清除暂堵剂及制备方法
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
JP6183039B2 (ja) * 2012-12-12 2017-08-23 東洋製罐株式会社 掘削用分散液及びこれを用いた採掘方法
WO2014112479A1 (ja) * 2013-01-18 2014-07-24 株式会社クレハ 坑井処理流体材料およびそれを含有する坑井処理流体
JP6343924B2 (ja) * 2013-02-15 2018-06-20 東洋製罐株式会社 掘削用分散液及び該分散液を用いた掘削方法
US20140262228A1 (en) 2013-03-12 2014-09-18 Halliburton Energy Services, Inc. Mechanically Degradable Polymers For Wellbore Work Fluid Applications
BR112016001265B1 (pt) * 2013-08-02 2022-05-24 Dow Global Technologies Llc Rompedor interno encapsulado, fluido de furo de poço e processo para remoção da torta de filtro de um furo de poço em uma formação subterrânea
US10294411B2 (en) * 2013-08-09 2019-05-21 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing or gravel-packing fluid with CMHEC in brine
US10000692B2 (en) 2013-08-09 2018-06-19 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing or gravel-packing fluid with CMHEC in brine
GB201323127D0 (en) 2013-12-30 2014-02-12 Darcy Technologies Ltd Downhole apparatus
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
CN105273702B (zh) * 2014-07-17 2018-06-15 天津大港油田石油工程研究院钻采技术开发有限公司 无固相防硫化氢低伤害洗井液及其制备方法
CN104449621B (zh) * 2014-12-18 2017-06-06 中国石油大学(华东) 一种高效固井冲洗液体系
US9809716B2 (en) 2015-01-14 2017-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for protecting acid-reactive substances
US10400527B2 (en) * 2015-12-10 2019-09-03 Saudi Arabian Oil Company Downhole in-situ heat generation to remove filtercake
CN106350046A (zh) * 2016-08-30 2017-01-25 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 一种温控型泥饼清除液及制备方法和应用
CN109694701B (zh) * 2017-10-20 2021-04-23 湖北汉科新技术股份有限公司 一种暂堵修井液及其暂堵剂、制备和使用方法
US10934474B2 (en) 2018-09-13 2021-03-02 Baker Hughes Holdings Llc Method to generate acidic species in wellbore fluids
US11319477B2 (en) 2019-10-16 2022-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Breaker additives for extended delay in removal of oil-based filter cakes
CN110776879A (zh) * 2019-11-04 2020-02-11 新疆大德广源石油技术服务有限公司 强抑制聚束环保钻完井液
US12065611B1 (en) * 2023-04-05 2024-08-20 Schlumberger Technology Corporation Sized bridging agents, low density pill and fluid compositions comprising said agents, and methods of controlling fluid loss and formation damage using said compositions

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4526695A (en) * 1981-08-10 1985-07-02 Exxon Production Research Co. Composition for reducing the permeability of subterranean formations
WO2000057022A1 (en) * 1999-03-19 2000-09-28 Cleansorb Limited Method for treatment of underground reservoirs

Family Cites Families (45)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3974082A (en) 1972-08-21 1976-08-10 Colgate-Palmolive Company Bleaching compositions
US4175042A (en) 1976-10-26 1979-11-20 Texas Brine Corporation Well completion and work over fluid and method of use
US4387769A (en) * 1981-08-10 1983-06-14 Exxon Production Research Co. Method for reducing the permeability of subterranean formations
US4585482A (en) 1984-05-25 1986-04-29 Southern Research Institute Long-acting biocidal compositions and method therefor
US5352594A (en) 1984-05-29 1994-10-04 Genecor, Inc. Selection and method of making enzymes for perhydrolysis system and for altering substrate specificity, specific activity and catalytic efficiency
US5296161A (en) 1986-06-09 1994-03-22 The Clorox Company Enzymatic perhydrolysis system and method of use for bleaching
US5364554A (en) 1986-06-09 1994-11-15 The Clorox Company Proteolytic perhydrolysis system and method of use for bleaching
US5108457A (en) 1986-11-19 1992-04-28 The Clorox Company Enzymatic peracid bleaching system with modified enzyme
US4848467A (en) 1988-02-16 1989-07-18 Conoco Inc. Formation fracturing process
US4957165A (en) 1988-02-16 1990-09-18 Conoco Inc. Well treatment process
US4986354A (en) 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Composition and placement process for oil field chemicals
US4986353A (en) 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. 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
US5338474A (en) 1992-02-25 1994-08-16 Lever Brothers Company, Division Of Conopco, Inc. System for releasing bleach from a bleach precursor in the wash using an enzyme activator
US5201370A (en) * 1992-02-26 1993-04-13 Bj Services Company Enzyme breaker for galactomannan based fracturing fluid
US5278256A (en) 1992-09-16 1994-01-11 E. I. Du Pont De Nemours And Company Rapidly degradable poly (hydroxyacid) compositions
US5325921A (en) 1992-10-21 1994-07-05 Baker Hughes Incorporated Method of propagating a hydraulic fracture using fluid loss control particulates
GB9308884D0 (en) 1993-04-29 1993-06-16 Archaeus Tech Group Acidising oil reservoirs
US5439057A (en) 1994-04-29 1995-08-08 Halliburton Company Method for controlling fluid loss in high permeability formations
US5547026A (en) * 1995-04-19 1996-08-20 Bj Services Company Crosslinked guar based blocking gel system for use at low to high temperatures
US5680900A (en) 1996-07-23 1997-10-28 Halliburton Energy Services Inc. Method for enhancing fluid loss control in subterranean formation
GB2345077B (en) * 1997-07-23 2002-02-13 Cleansorb Ltd Methods for deposition of materials in underground reservoirs
US6131661A (en) * 1998-08-03 2000-10-17 Tetra Technologies Inc. Method for removing filtercake
US6140277A (en) 1998-12-31 2000-10-31 Schlumberger Technology Corporation Fluids and techniques for hydrocarbon well completion
US6599863B1 (en) 1999-02-18 2003-07-29 Schlumberger Technology Corporation Fracturing process and composition
GB9915354D0 (en) * 1999-07-02 1999-09-01 Cleansorb Ltd Method for treatment of underground reservoirs
US6432885B1 (en) 1999-08-26 2002-08-13 Osca, Inc. Well treatment fluids and methods for the use thereof
US6631764B2 (en) * 2000-02-17 2003-10-14 Schlumberger Technology Corporation Filter cake cleanup and gravel pack methods for oil based or water based drilling fluids
US6394185B1 (en) 2000-07-27 2002-05-28 Vernon George Constien Product and process for coating wellbore screens
US6494263B2 (en) * 2000-08-01 2002-12-17 Halliburton Energy Services, Inc. Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby
US7052901B2 (en) * 2000-10-31 2006-05-30 Baker Hughes Incorporated Bacteria-based and enzyme-based mechanisms and products for viscosity reduction breaking of viscoelastic fluids
US6453545B1 (en) * 2000-12-06 2002-09-24 General Electric Company Compact inflatable device for applying localized pressure to turbine generator armature bars
US6605570B2 (en) * 2001-03-01 2003-08-12 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids
US7066260B2 (en) * 2002-08-26 2006-06-27 Schlumberger Technology Corporation Dissolving filter cake
US6817414B2 (en) 2002-09-20 2004-11-16 M-I Llc Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up
CN100378189C (zh) * 2002-10-28 2008-04-02 索菲泰克公司 自破坏型滤饼
US6877563B2 (en) * 2003-01-21 2005-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling and completing well bores
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
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
US7475728B2 (en) 2004-07-23 2009-01-13 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and methods of use in subterranean formations
US7648946B2 (en) 2004-11-17 2010-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes in subterranean formations
US7553800B2 (en) * 2004-11-17 2009-06-30 Halliburton Energy Services, Inc. In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations
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

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4526695A (en) * 1981-08-10 1985-07-02 Exxon Production Research Co. Composition for reducing the permeability of subterranean formations
WO2000057022A1 (en) * 1999-03-19 2000-09-28 Cleansorb Limited Method for treatment of underground reservoirs

Also Published As

Publication number Publication date
US7935660B2 (en) 2011-05-03
GB0620936D0 (en) 2006-12-13
GB2412391A (en) 2005-09-28
RU2006137842A (ru) 2008-05-10
GB2448840A (en) 2008-10-29
BRPI0509303A (pt) 2007-09-04
GB2429735A (en) 2007-03-07
GB0406998D0 (en) 2004-04-28
CN1977027A (zh) 2007-06-06
NO20064879L (no) 2006-10-26
BRPI0509303B1 (pt) 2019-04-24
GB0813702D0 (en) 2008-09-03
US20070204997A1 (en) 2007-09-06
CA2560939A1 (en) 2005-10-13
GB2429735B (en) 2008-12-10
CA2560939C (en) 2012-07-03
GB2448840B (en) 2009-03-18
RU2373250C2 (ru) 2009-11-20
WO2005095538A1 (en) 2005-10-13
CN1977027B (zh) 2012-11-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO344548B1 (no) Fremgangsmåte for sammenbrudd av filterkaker
US8657008B2 (en) Process for treating underground formations
CA2366350C (en) Method for treatment of underground reservoirs
US8387696B2 (en) Delayed breaker
US20100252267A1 (en) Process for treatment of underground formations
CA2941061C (en) Method for treatment of underground reservoirs
MXPA02004767A (es) Metodo y composicion para la liberacion de agentes polimeros degradantes para el uso en el campo del petroleo.
US20150337195A1 (en) Surface active additives for oil-based mud filter cake breakers
GB2449021A (en) Protecting screens using a polymer
MXPA06010959A (en) Process for disruption of filter cakes
CA2936619C (en) Process for acidizing
MXPA06010961A (en) Process for treating underground formations
WO2014062992A1 (en) New environmentally friendly fluid to remove mn3o4 filter cake
OA19945A (en) Surface Active Additives for Oil-Based Mud Filter Cake Breakers