NO345760B1 - Fremgangsmåte for fjerning av minst en andel av oljebasert boreslam eller syntetisk basert boreslam (O/SBM) fra et brønnhull og termodynamisk stabil, enfase Winsor IV mikroemulsjon (SPME) - Google Patents
Fremgangsmåte for fjerning av minst en andel av oljebasert boreslam eller syntetisk basert boreslam (O/SBM) fra et brønnhull og termodynamisk stabil, enfase Winsor IV mikroemulsjon (SPME) Download PDFInfo
- Publication number
- NO345760B1 NO345760B1 NO20093067A NO20093067A NO345760B1 NO 345760 B1 NO345760 B1 NO 345760B1 NO 20093067 A NO20093067 A NO 20093067A NO 20093067 A NO20093067 A NO 20093067A NO 345760 B1 NO345760 B1 NO 345760B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- alkyl
- wellbore
- microemulsion
- surfactant
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 77
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 title claims description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 45
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 166
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 57
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 50
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 43
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 39
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 35
- 239000006187 pill Substances 0.000 claims description 28
- -1 alkali metal alkyl sulfates Chemical class 0.000 claims description 27
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 26
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 20
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 20
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims description 18
- 239000008188 pellet Substances 0.000 claims description 16
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 11
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 7
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 7
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 6
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 5
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 5
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 229920000223 polyglycerol Polymers 0.000 claims description 4
- 229920001522 polyglycol ester Polymers 0.000 claims description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 4
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Chemical class OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 claims description 3
- HOVAGTYPODGVJG-UVSYOFPXSA-N (3s,5r)-2-(hydroxymethyl)-6-methoxyoxane-3,4,5-triol Chemical class COC1OC(CO)[C@@H](O)C(O)[C@H]1O HOVAGTYPODGVJG-UVSYOFPXSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004475 Arginine Substances 0.000 claims description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 claims description 3
- ODKSFYDXXFIFQN-UHFFFAOYSA-N arginine Natural products OC(=O)C(N)CCCNC(N)=N ODKSFYDXXFIFQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Polymers 0.000 claims description 3
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 claims description 2
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 claims description 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 claims 2
- 239000011833 salt mixture Substances 0.000 claims 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 48
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 41
- 239000004064 cosurfactant Substances 0.000 description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 11
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 11
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 239000007908 nanoemulsion Substances 0.000 description 5
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 4
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 4
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004907 Macro-emulsion Substances 0.000 description 2
- AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N N-Pentanol Chemical compound CCCCCO AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N limonene Chemical compound CC(=C)C1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 241001164374 Calyx Species 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 125000005233 alkylalcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 125000001301 ethoxy group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])O* 0.000 description 1
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940087305 limonene Drugs 0.000 description 1
- 235000001510 limonene Nutrition 0.000 description 1
- 125000005647 linker group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000006263 metalation reaction Methods 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005588 protonation Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Lubricants (AREA)
Description
(12) PATENT
(11) 345760 (13) B1
(19) NO
NORGE (51) Int Cl.
C09K 8/52 (2006.01)
C09K 8/524 (2006.01)
E21B 37/06 (2006.01)
Patentstyret
(21) Søknadsnr 20093067 (86) Int.inng.dag og 2008.04.23
søknadsnr PCT/US2008/061209
(22) Inng.dag 2009.09.28 (85) Videreføringsdag 2009.09.28
(24) Løpedag 2008.04.23 (30) Prioritet 2007.04.25, US, 60/913,969
2008.04.22, US, 12/107,185
(41) Alm.tilgj 2009.11.16
(45) Meddelt 2021.07.12
(73) Innehaver Baker Hughes Holdings LLC, 17021 Aldine Westfield Road, TX77073 HOUSTON, USA
(72) Oppfinner Lirio Quintero, 128 Gessner Road, TX77024 HOUSTON, USA
Thomas A Jones, 12930 Peach Meadow Drive, TX77429 CYPRESS, USA
David E Clark, 19107 Putting Green, TX77346 HUMBLE, USA
Chad F Christian, 9200 Westheimer, #1704, TX77063 HOUSTON, USA
Alexander J McKellar, 38 Firethorn Place, TX77382 THE WOODLANDS, USA
Cristina Torres, 3600 College Park Drive, #4301, TX77384 THE WOODLANDS, USA
(74) Fullmektig BRYN AARFLOT AS, Stortingsgata 8, 0161 OSLO, Norge
(54) Benevnelse Fremgangsmåte for fjerning av minst en andel av oljebasert boreslam eller syntetisk basert boreslam (O/SBM) fra et brønnhull og termodynamisk stabil, enfase Winsor IV mikroemulsjon (SPME) (56) Anførte
publikasjoner WO 2006/120151 A2, US 2003/0178230 A1, WO 2006/029019 A2, WO 2006/109016 A1
(57) Sammendrag
Nanoemulsjoner, miniemulsjoner, mikroemulsjonsystemer med overskudd av olje eller vann eller begge (Winsor III) eller enfasemikroemulsjoner (Winsor IV) kan dannes in situ under hydrokarbongjenvinningsoperasjoner etter boring med OBM eller SBM ved anvendelse av én eller flere fluidpiller. Nanoemulsjonene, miniemulsjonene, mikroemulsjonsystemene med overskudd av olje eller vann eller begge, eller enfasemikroemulsjoner fjerner olje og faste stoffer fra brønnen og brønnhullflatene. I én ikke-begrensende utførelsesform, kan en enfasemikroemulsjon (SPME) eller andre in situ-dannete fluider dannes fra en polar fase, en ikke-polar fase, minst ett viskositetsøkende middel og minst én surfaktant.
Foreliggende oppfinnelse angår fremgangsmåter og blandinger for fjerning av eller opprensning av oljebaserte borefluider (OBM) eller syntetisk-baserte borefluider (SBM) fra et borehull etter oljebrønnboring og mer spesielt relaterer, i én ikkebegrensende utførelsesform, til fremgangsmåter og blandinger for fjerning av eller opprensning av OBM, SBM og andre forurensninger fra et brønnhull ved anvendelse av enfasemikroemulsjoner (Winsor IV) dannet in situ i en fluidpille.
BAKGRUNN
Borefluider som anvendes ved boring av olje og gass undergrunnsbrønner sammen med andre borefluidapplikasjoner og boreprosedyrer er velkjente. Ved rotasjonsboring er det en rekke funksjoner og egenskaper som blir forventet av borefluider, også kjent som boreslam eller enkelt "slam"(”mud”). Borefluidet bør føre borkaks og andre partikler fra under borekronen, transportere dem gjennom ringrommet, og la dem separeres fra på overflaten mens den roterende borekrone samtidig blir avkjølt og renset. Et boreslam bør også kunne redusere friksjonen mellom borestrengen og sidene av hullet, mens stabiliteten til ikke fôrede seksjoner av borehullet opprettholdes. Borefluidet blir formulert for å forhindre uønskede innstrømninger av formasjonsfluider fra permeable bergarter som gjennomtrenges. Borefluidet kan også anvendes for å oppsamle og tolke informasjon tilgjengelig fra borekaks, kjerner og elektriske logger. Det vil forstås at innenfor omfanget av foreliggende oppfinnelse omfatter betegnelsen "borefluid" heri også "drill-in fluider" og "kompletteringsfluider".
Borefluider blir typisk klassifisert i henhold til deres basisfluid. I vannbasert boreslam, blir faste partikler suspendert i vann eller saltoppløsning. Olje kan bli emulgert i vannet. Likevel er vannet den kontinuerlige fase. Saltoppløsningsbaserte borefluider er selvfølgelig et vannbasert boreslam (WBM) hvor den vandige komponent er saltoppløsning. Oljebaserte boreslam (OBM) er det motsatte eller inverse. Faststoffpartikler blir suspendert i olje, og vann eller saltoppløsning blir emulgert i oljen og derfor er oljen den kontinuerlige fasen.
Oljebaserte boreslam kan enten være helt oljebasert eller vann-i-olje makroemulsjoner, som også blir betegnet inverte emulsjoner. I oljebasert boreslam kan oljen bestå av hvilken som helst olje som kan omfatte, men ikke er begrenset til, diesel, mineralolje, estere eller alfa-olefiner. Hvis oljen syntetiseres i forhold til å produseres ved konvensjonelle raffineringsteknikker, er boreslammet et syntetiskbasert boreslam eller SBM. De ikke-vandige boreslamtyper kan refereres til som en klasse ved forkortelsen O/SBM.
Det er åpenbart for dem som velger eller anvender et borefluid ved leteboring etter olje og/eller gass at en essensiell del av et valgt fluid er at det er ordentlig balansert for å oppnå de nødvendige egenskaper for den spesifikke sluttanvendelse. Fordi borefluider er beregnet for å utføre flere oppgaver samtidig, er ikke denne ønskelige balanse alltid lett å oppnå.
Et avstandsfluid er en væske anvendt for fysisk å separere én væske for et spesielt formål fra en annen. Væsker for spesielle formål blir typisk utsatt for forurensning, så et avstandsfluid kompatibelt med hvert av de blir anvendt mellom de to. Et vanlig avstandsfluid er ganske enkelt vann, men løsningsmiddelbaserte avstandsfluider og avstandsfluider som inneholder en hovedvekt av gjensidige løsningsmidler er også typiske. Imidlertid blir andre kjemikalier ofte tilsatt for å forbedre fluidets ytelse for den spesielle operasjon. Avstandsfluider blir anvendt primært når boreslamtyper endres eller endres fra boreslam til et kompletteringsfluid. I det førstnevnte tilfelle må et oljebasert fluid holdes separat fra et vannbasert fluid. Den andre vanlige anvendelse av avstandsfluider er for å separere boreslam fra sement under sementeringsoperasjoner. For sementering separerer vanligvis et kjemisk behandlet vandig avstandsfluid eller sekvens av avstandsfluider boreslam fra sementoppslemningen som deretter pumpes ned i brønnen. Renseavstandsfluider blir også i stor utstrekning anvendt for å rense fôringsrør, stigerør og annet utstyr etter boring av en del av brønnhullet. Renseavstandsfluider ikke bare fjerner det gjenværende borefluid fra brønnhullet, men også borkaks, vektmiddelpartikler, f.eks. barytt og andre gjenværende oljeaktige rester og forurensninger.
Fortrengning av bore eller ”drill-in” fluider for å få klar saltoppløsning i brønnhullet har virkelig blitt en meget viktig prosess i det totale brønnhullskompletteringsprogram hvilket fører til optimalisert hydrokarbongjenvinning. Dårlig fortrengning kan føre til lavere enn planlagte produksjonsgrader på grunn av formasjonsskade på grunn av boreslamrestavsetninger igjen på brønnhullsoverflater, omfattende metall og/eller formasjonsoverflater. Andre konsekvenser av en ineffektiv fortrengning omfatter blokkerte pakninger, kompletteringsinnretningsproblemer, økt rigg- og filtreringstid, økte avfallskostnader og økt korrosjonsgropdanning. Fortrengningsfluider og avstandsfluider inneholder typisk minst én surfaktant, eventuelt minst ett viskositetsøkende middel og blir utformet til å være så nære "idealstrømning" eller laminær strømning som mulig. På den annen side er noen avstandsfluider utformet for å gi turbulent strøm for ytterligere å spyle vekk olje og oljeaktige rester. De kan anvendes til å fortrenge både O/SBM og WBM.
Det ville være ønskelig hvis det kunne finnes frem til blandinger og fremgangsmåter for å hjelpe til å forbedre evnen til å rense opp gjenværende OBM, SBM og eventuelt produksjonsavfall eller andre forurensninger, og å fjerne dem mer fullstendig, uten å forårsake ytterligere skade på formasjonen.
Patentsøknad WO 2006/029019 A2 beskriver en fremgangsmåte for fjerning av en invert emulsjon filterkake etter boreprosess ved anvendelse av en enkeltfase mikroemulsjon.
OPPSUMMERING
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for å fjerne minst en andel av oljebasert boreslam eller syntetisk basert boreslam (O/SBM) fra et brønnhull, som angitt i det selvstendige krav 1.
Fremgangsmåten involverer å bore et brønnhull i et hydrokarbonholdig reservoar med et O/SBM. Boringen danner forurensninger og gjenværende oljeaktig produksjonsavfall i brønnhullet. En fluidpille blir pumpet inn i brønnhullet, hvor fluidpillene inneholder minst én surfaktant, eventuelt minst ett viskositetsøkende middel og vann eller saltoppløsning. Den nødvendige tetthet for pillen blir oppnådd ved tilsetning av et tetthetsregulerende middel, så som barytt. Med en gang pillen blir pumpet ned i brønnen og kommer i kontakt med OBM, blir oljen og de oljeaktige komponentene i OBM emulgert inn i avstandsfluidet som danner en in situ Winsor IV mikroemulsjon i brønnhullet. O/SBM forurensninger og gjenværende oljeaktig produksjonsavfall bringes i kontakt med Winsor IV mikroemulsjonen og minst en andel av O/SBM forurensningene og det gjenværende oljeaktige produksjonsavfallet brakt i kontakt med Winsor IV mikroemulsjonen fjernes det fra brønnhullet.Fremgangsmåten her er forventet å finne spesiell anvendelse i å tilveiebringe forbedrete rensepiller for rensing av fôringer, stigerør og annet brønnhullsutstyr, avstandsfluider, fortrengningsfluider og lignende, i tillegg til å forberede for en sementeringsoperasjon.
I én ikke-begrensende utførelsesform anvendes minst to piller pumpet i rekkefølge. En første fluidpille pumpes inn i brønnhullet, hvor den første fluidpille er et drivvektet avstandsfluid (”drive weighted spacer”) som inneholder minst ett vektmiddel, minst én surfaktant, minst ett viskositetsøkende middel og vann eller saltoppløsning. Saltoppløsning er definert her som vann inneholdende ett eller flere salter; betegnelsen "saltoppløsning" omfatter også sjøvann. En andre fluidpille pumpes inn i brønnhullet etterfølgende den første fluidpille. Den andre fluidpille omfatter minst én surfaktant, vann eller saltoppløsning (det er, vann inneholdende et salt, f.eks. sjøvann). Når disse piller bringes i kontakt med O/SBM dannes igjen en emulsjon in situ i brønnhullet med det gjenværende OBM som det treffer på i brønnhullet. Den første og/eller andre fluidpille kan også inneholde en eventuell ko-surfaktant. Surfaktanten i den andre fluidpille kan være lik eller forskjellig fra surfaktanten i den første fluidpille. En ytterligere vesentlig egenskap ved de to pillene er at de forandrer fuktbarheten av overflaten fra olje-våt til vannvåt.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer i tillegg en termodynamisk stabil, enfase Winsor IV mikroemulsjon (SPME) som angitt i det selvstendige krav 9. SPME-en omfatter en polar fase, en ikke-polar fase, en polyglyserolestersurfaktant og minst ett viskositetsøkende middel.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE FIG. 1 er en graf som viser flytegrense som en funksjon av blandingssammensetninger av et oljebasert boreslam med fortrengningsavstandsfluid A ved to ulike temperaturer; og
FIG. 2 er en serie på åtte fotografier av et glassbeger anvendt til å simulere en brønnhullvegg belagt med et syntetisk basert boreslam hvor to ulike avstandsfluider blir tilsatt og fjernet for å vise deres effekter.
DETALJERT BESKRIVELSE
Det er funnet fremgangsmåter og blandinger for fortrengning og opprensing av olje- eller syntetisk-baserte borefluider, sammen med andre brønnhullsforurensninger fra brønnen og brønnhullsoverflatene, omfattende gjenværende oljeaktig produksjonsavfall, ved anvendelse av en in situ-dannet Winsor IV mikroemulsjon. Brønnhullet renses ved et system med én eller flere serielt pumpede fluidpiller eller avstandsfluider som danner en Winsor IV mikroemulsjon in situ.
I et system med to serielt pumpede piller eller avstandsfluider er den første fluidpille et vektet drivavstandsfluid som har en enkelt surfaktant eller en surfaktantpakke, vektmiddel, viskositetsøkende middel og ferskvann eller saltoppløsning (f.eks. sjøvann). I én ikke-begrensende versjon kan surfaktantpakken omfatte et alkylpolyglykosid og en polyglyserolester i ett ikke-begrensende eksempel. Den andre fluidpille kan være et renseavstandsfluid med en enkel surfaktant eller surfaktantpakke og vann eller saltoppløsning. Den ene surfaktant eller surfaktantpakke i den andre fluidpille kan være lik eller forskjellig fra den ene surfaktant eller surfaktantpakke i den første fluidpille. I utførelsesformen hvor bare én pille blir anvendt kan pillen inneholde en enkelt surfaktant eller en surfaktantpakke eventuelt minst ett viskositetsøkende middel og ferskvann eller saltoppløsning (f.eks. sjøvann). To eller flere serielt pumpede piller kan anvendes.
En annen eventuell anvendelse av de beskrevne avstandsfluider er fortrengningen av et borefluid fra ringrommet i et brønnhull før en sementoppslemning, f.eks. som en forspyling. De vandige ledeavstandsfluider kan formuleres til å minimalisere blanding mellom det fortrengte borefluid og en sementoppslemning, så vel som til å rense forurensninger fra ringrommet og gjøre brønnhulloverflatene vann-våte ved dannelsen av in situ mikroemulsjonen.
Mer spesifikt, å bringe O/SBM i kontakt med en polar fase (typisk vann) og surfaktantene omdanner OBM eller SBM til en nanoemulsjon, en miniemulsjon, en mikroemulsjon (Winsor III) og/eller enfasemikroemulsjon (SPME), så som Winsor IV eller lignende kjemi, noe som vil bli beskrevet mer detaljert. Enfasemikroemulsjoner kan defineres som bikontinuerlige, olje i vann (O/W) eller vann i olje (W/O). I én ikke-begrensende forklaring av det oppfinneriske fenomen, bringes en O/W SPME i kontakt med det oljebaserte boreslammet og danner en vannkontinuerlig (olje-i-vann) mikroemulsjon. Denne kontakten kan oppnås ved sirkulering i brønnen på i en normal eller konvensjonell måte, med hvilket menes å pumpe fluid gjennom hele det aktive fluidsystem, omfattende brønnhullet og alle overflatetanker som utgjør et primærsystem. I noen ikke-begrensende utførelsesformer kan fordeler oppnås uten sirkulering i brønnen eller uten hovedsakelig sirkulere i brønnen, men det er forventet at sirkulering i brønnen i mange tilfeller kan forbedre totalresultater. Som angitt er det også blitt oppdaget at mikroemulsjonen, miniemulsjonen eller nanoemulsjonen kan dannes in situ ned i brønnen. Det betyr at det ikke er nødvendig å danne mikroemulsjonen på overflaten og pumpe den ned i brønnen.
Med mer nøyaktighet involverer fremgangsmåtene og blandingene her anvendelse av et in situ dannet fluid, Winsor IV mikroemulsjon, for fjerning av oljebasert boreslam (OBM) eller syntetisk oljebasert boreslam (SBM), som omfatter gjenværende oljeaktig produksjonsavfall dannet av disse boreslam og andre forurensninger, så som fra barytt vektmidler og reversering av fuktbarheten fra olje-våt til vann-våt for disse overflater og partikler og fjerning av eller minimering av brønnhullskade i oljebrønner boret med SBM eller OBM. Det in situ dannede fluidet, Winsor IV mikroemulsjonen, kan dannes når minst én surfaktant og en polar fase (vanligvis, men ikke begrenset til vann) kommer i kontakt med OBM eller SBM og løser det ikke-polare materiale i O/SBM. Det skal her forstås at betegnelsen OBM omfatter SBM.
En av fordelene til dannelse av in situ fluidet er at rensefluidet ikke krever noe olje eller løsningsmiddel i formuleringen, noe som gir en høyere kapasitet for oljeinnføring eller renseevne når det kommer i kontakt med OBM eller SBM nede i brønnen. En annen fordel er at faststoffpartikler og andre forurensninger, hvis til stede, blir omdannet fra olje-våt til vann-våt. Når OBM (eller SBM) blir kontaktet og partiklene og produksjonsavfallet blir omdannet fra olje-våt til vann-våt under dannelse av in situ fluidet, Winsor IV mikroemulsjonen, kan surfaktanten eller blandingen av surfaktanter og en polar fase (f.eks. vann) også inneholde ett eller flere viskositetsøkende midler. I mange tilfeller kan surfaktanten være en surfaktantblanding og ofte en surfaktant-kosurfaktant blanding, hvor kosurfaktanten er en kort amfifil forbindelse så som en alkohol (i ikke-begrensende eksempler, propanol, butanol, pentanol i deres forskjellige isomerer) så vel som glykoler og etoksylerte og propoksylerte alkoholer eller fenoler.
Det vil forstås at det ikke er nødvendig at all OBM eller SBM eller alle de forurensende partikler skal fjernes for at fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen og dens blandinger skal betraktes å være vellykket. Suksess blir oppnådd hvis mer O/SBM, partikler og andre forurensninger fjernes ved anvendelse av in situ fluidet (enfasemikroemulsjonen) enn hvis det ikke blir anvendt. Alternativt kan fremgangsmåtene og blandingene her betraktes vellykket hvis minst en andel av O/SBM, produksjonsavfall og andre forurensninger blir fjernet. I én ikkebegrensende utførelsesform fjernes minst en majoritet (>50%) av O/SBM, produksjonsavfallet og/eller de andre forurensninger – dette blir betraktet som vesentlig fjerning i denne sammenheng. Generelt er det selvfølgelig ønskelig å fjerne som meget av OBM/SBM, forurensning og produksjonsavfall som mulig.
Fremgangsmåtene og blandingene her har fordelene med redusert potensiell skade på brønnen, ved å unngå plugging av kompletteringsutstyr (sikter som står alene, ekspanderbare sikter, gruspakke, etc.) av gjenværende produksjonsavfall og følgelig økt hydrokarbongjenvinning og/eller økt vanninjeksjonshastighet, som sammenlignet med en på annen måte identisk fremgangsmåte og blanding der in situ fluidet er fraværende (f.eks. SPME).
Mikroemulsjoner er termodynamisk stabile, makroskopiske homogene blandinger av minst tre komponenter: en polar fase og en ikke-polar fase (vanligvis, men ikke begrenset til, vann og organisk fase) og minst en surfaktant, ofte mer enn en surfaktant, for eksempel med en kosurfaktant så som en alkohol, glykol eller fenol eller deres alkoksyderivater, spesielt når ioniske surfaktanter blir anvendt, som nevnt i referansen: J. L. Salager og R. E. Anton, "Ionic Microemulsions", Kapittel 8, i P. Kumar og K. L. Mittal, ed. Handbook of Mikroemulsion Science and Technology, Marcel Dekker Inc. New York 1999, sider 247-280. Mikroemulsjoner dannes spontant og avviker markert fra de termodynamiske ustabile makroemulsjoner, som avhenger av intens blandingsenergi for dannelse av dem. Mikroemulsjoner er velkjente på området og det rettes respektfull oppmerksomhet til S. Ezrahi, A. Aserin og N. Garti, "Kapittel 7: Aggregation Behavior in One-Phase (Winsor IV) Microemulsion Systems", i P. Kumar og K. L. Mittal, ed., Handbook of Microemulsion Science og Technology, Marcel Dekker, Inc., New York, 1999, sider 185-246.
De refererte kapitler beskriver typene av mikroemulsjonsfaseformuleringer definert av Winsor: Winsor I, Winsor Il og Winsor III. Et system eller formulering er definert som; Winsor I når det inneholder en mikroemulsjon i likevekt med et overskudd av oljefase; Winsor Il når det inneholder en mikroemulsjon i likevekt med overskudd av vann; og Winsor III når det inneholder en midlere fase mikroemulsjon i likevekt med overskudd av vann og overskudd av olje. Forfatteren beskriver også Winsor IV som en enfase mikroemulsjon, med ikke noe overskudd av olje eller overskudd av vann. Selv om det ikke ønskes å bli begrenset av noen som helst teori blir det antatt at mikroemulsjonene dannet ved fremgangsmåtene og blandingene ifølge foreliggende fremgangsmåte er av Winsor IV typen, som i hovedsak betyr at hele avstandsfluidsystemet er en mikroemulsjonsfase. Med "i hovedsak" menes i én ikke-begrensende utførelsesform mer enn 50% av avstandsfluidsystemet og alternativt i en annen ikke-begrensende versjon, mer enn 50% av avstandsfluidsystemet. Den termodynamisk stabile enfase Winsor IV mikroemulsjon og kan utvikles ved en forandring i formulering eller blanding inn i dannelsen av en miniemulsjon eller nanoemulsjon, som er et to-fase system med små dråper av submikron størrelse som kan være stabilt i en lang tidsperiode, men ikke permanent stabile som en mikroemulsjon, som forklart i referanse J. L. Salager, "Emulsion Phase Inversion Phenomena" i Emulsions and Emulsion Stability, J. Sjoblöm Ed., 2. utgave, Kap.4, s.185-226, Taylor og Francis, London (2006).
Surfaktanter egnet for å skape in situ fluidene (f.eks. enfasemikroemulsjoner) ved anvendelse av disse fremgangsmåter her omfatter, men er ikke nødvendigvis begrenset til, ikke-ioniske, anioniske, kationiske og amfotære surfaktanter og spesielt, blandinger derav. Hjelpeoppløsningsmidler eller kosurfaktanter så som alkoholer er mulige additiver anvendt i mikroemulsjonsformuleringen. Egnede ikke-ioniske surfaktanter omfatter, men er ikke nødvendigvis begrenset til, alkylpolyglykosider, sorbitanestere, metylglukosidestere, alkoholetoksylater eller polyglykolestere. I én ikke-begrensende versjon, er polyglykolestere spesielt egnet. Egnede kationiske surfaktanter omfatter, men er ikke nødvendigvis begrenset til, argininmetylestere, alkanolaminer og alkylendiamider. Egnede anioniske surfaktanter omfatter, men er ikke nødvendigvis begrenset til, alkalimetallalkylsulfater, alkyl eller alkylarylsulfonater, lineære eller forgrenete alkyletersulfater og sulfonater, alkoholpolypropoksylerte og/eller polyetoksylerte sulfater, alkyl eller alkylaryl disulfonater, alkyldisulfater, alkylsulfosuccinater, alkyletersulfater, lineære og forgrenete etersulfater og blandinger derav. I én ikke-begrensende utførelsesform kan minst to surfaktanter i en blanding anvendes for å skape enfasemikroemulsjoner in situ, så vel som de andre in situ fluider. Egnede surfaktanter kan også omfatte surfaktanter inneholdende et ikke-ionisk koblingsledd sentral utvidelse (”spacer-arm central extension”) og en ionisk eller ikke-ionisk polar gruppe. Den ikke-ioniske koblingsledd sentral utvidelse kan være resultatet av polypropoksylering, polyetoksylering eller en blanding av de to, i ikke-begrensende utførelsesformer.
Andre surfaktanter egnet for fremgangsmåtene og blandingene her omfatter, men er ikke begrenset til, de beskrevet i: M. J. Rosen, Surfactants and lnterfacial Phenomena, andre utgave, John Wiley & Sons Inc., 1989; og K.
Holmber, "Novel Surfactants" i Surfactant Science Series, Vol.74, Marcel Dekker Inc, New York, 1998.
I en annen ikke-begrensende utførelsesform her kan in situ fluidformuleringen inneholde en ko- surfaktant som kan være en alkohol som har fra ca. 3 til ca.10 karbonatomer, i en annen ikke-begrensende utførelsesform fra ca.
4 til ca.6 karbonatomer. Et spesifikt eksempel på en egnet kosurfaktant omfatter, men er ikke nødvendigvis begrenset til butanol. Disse kosurfaktanter kan være alkoksylert, f.eks. etoksylert og/eller propoksylert, selv om i de fleste tilfeller bør tilstrekkelig etoksylering være til stede for å oppnå formålet med fremgangsmåtene. I én ikke-begrensende utførelsesform er antallet etoksyenheter i området fra ca.3 til ca.15, alternativt fra ca.6, uavhengig opptil ca.10.
I én ikke-begrensende versjon kan en eventuell kosurfaktant anvendes. Andelen av kosurfaktant som skal anvendes med surfaktanten er vanskelig å spesifisere på forhånd og generelt, og kan påvirkes av flere beslektede faktorer omfattende, men ikke nødvendigvis begrenset til, surfaktanttypen, kosurfaktanttypen, typen borefluid som skal fjernes, fortrengt eller på annen måte påvirket, brønnhullforholdene og lignende. I én ikke-begrensende utførelsesform, omfatter et egnet avstandsfluid en surfaktantblanding av polyglykosid og polyglyserolester (så som PG 8-10 ester tilgjengelig fra Oleon N.V.) som har et molarforhold på fritt OH/forestret OH på 3,4/1, eventuelt med en alkylalkohol etoksylert med 7,5 eller høyere EO.
I en annen ikke-begrensende utførelsesform, inneholder in situ fluidet (enfasemikroemulsjonen) en ikke-polar væske, som kan omfatte et syntetisk fluid omfattende, men ikke nødvendigvis begrenset til, esterfluider; parafiner (så som PARA-TEQ(TM) fluider fra Baker Hughes Drilling Fluids) og isomeriserte olefiner (så som ISO-TEQ(TM) fra Baker Hughes Drilling Fluids). Imidlertid kan også diesel og mineraloljer så som ESCAID 110 (fra Exxon) eller EDC 99-DW oljer (fra TOTAL) anvendes som en ikke-polar væske ved fremstilling av fluidsystemene her. Andre egnede ikke-polare væsker omfatter, men er ikke nødvendigvis begrenset til, limonen, xylen, gjensidige løsningsmidler og lignende. Som angitt tidligere er fordelen med å danne fluidene (, enfasemikroemulsjonen) in situ at mindre anvendelse av ikke-polar væske behøves (i forhold til en fordannet mikroemulsjon) siden den ikke-polare væsken finnes i OBM (eller SBM) selv.
Dette gir en høyere kapasitet for mikroemulsjonen, f.eks. til å absorbere oljen.
I det ikke-begrensende tilfellet hvor to fluidpiller blir anvendt sekvensielt, kan den første pille være et vektet drivavstandsfluid som inneholder ett eller flere vektmidler. Vektmidler er findelte faststoffmaterialer med høy egenvekt som anvendes for å øke tetthet. Egnede vektmidler omfatter, men er ikke nødvendigvis begrenset til, barytt, hematitt, ilmenitt, jernspat og lignende.
Fluidpillene her, det vektede drivavstandsfluidet og andre piller kan også inneholde minst ett viskositetsøkende middel. Et viskositetsøkende middel er en komponent som øker viskositeten til fluidpillen. Egnede viskositetsøkende midler omfatter, men er ikke nødvendigvis begrenset til, hydratiserbare polysakkarider, så som xantangummi (som kan eller ikke kan være kryssbundet), hydroksyetylcellulose (HEC) eller karboksymetylcellulose (CMC), viskoelastiske surfaktanter, syntetiske polymerer, så som polyakrylamider, kopolymerer av akrylsyre og akrylamid, polyakrylater, leirmineraler så som bentonitt, sepiolitt og attapulgitt og lignende og blandinger derav.
Det vil forstås at mengden av in situ fluid som skal dannes eller formes og mengdene av in situ -dannende komponenter (polar komponent og en surfaktant og kosurfaktant, hvis til stede) som skal tilsettes eller omfattet er vanskelig å bestemme og forutsi generelt og på forhånd med høy nøyaktighet ettersom de er avhengig av flere beslektede faktorer omfattende, men ikke nødvendigvis begrenset til, saltoppløsningstype; ”O/SBM type”; temperaturen på formasjonen; den spesielle surfaktant eller surfaktantblanding anvendt; den spesielle kosurfaktant anvendt, hvis til stede; etc. Allikevel, for å gi en idé om mengdene anvendt, i én ikke-begrensende utførelsesform, kan andelen av ikke-vandige komponenter i in situ fluidet (enfasemikroemulsjonen) være i området fra ca.1 til ca. 50 volum % og i en annen ikke-begrensende utførelsesform kan være i området fra ca.5 uavhengig opptil ca.20 volum %.
Det er forventet at saltoppløsning vil være en vanlig komponent i in situ fluidet (SPME) og hvilken som helst av de vanlig anvendte saltoppløsninger og salter til å lage dem, er forventet å være egnet i blandingene og fremgangsmåter her. Selv om vann er forventet å være den polare væsken anvendt for å fremstille mikroemulsjonene in situ, vil det forstås at andre polare væsker så som alkoholer og glykoler, alene eller sammen med vann, kan anvendes.
Med videre spesifisitet kan fremgangsmåtene og blandingene her vedrøre engangs opprensningsavstandsfluider utformet til fysisk å forandre en OBM (f.eks. en invert emulsjon). Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen fysisk endrer typen av O/SBM; eventuelle resulterende oljekomponenter eller produksjonsavfall som blir innført i SPME (f.eks.) dannelsen in situ og blir deretter ytterligere mikro- emulgert eller absorbert. Med omdannelsen av den ytre olje til indre emulgert olje i vann, pluss omdannelsen av olje-våte partikler til vann-våte partikler, blir mesteparten av O/SBM og eventuelt gjenværende produksjonsavfall eller forurensninger enten fjernet eller gjøres i mikrostørrelse i den grad at bare en minimal eller redusert mengde av skadende komponenter forblir på en reservoaroverflate.
I en annen ikke-begrensende utførelsesform omfatter saltene egnet for anvendelse i å danne saltoppløsningen, men er ikke nødvendigvis begrenset til, natriumklorid, kaliumklorid, kalsiumklorid, natriumbromid, kalsiumbromid, sinkbromid, natriumformiat, kaliumformiat, cesiumformiat og kombinasjoner derav. Tettheten til saltoppløsningene kan være i området fra ca.1 til ca.2 kg/liter (ca. 8,4 Ib/gal til ca.17 Ib/gal ), selv om andre tettheter kan være gitt andre steder her.
In situ fluid( enfasemikroemulsjon)behandlingen kan være sammensatt av forskjellige saltoppløsninger og oljeblandinger. Blandingen avhenger av den nødvendig tetthet og formulering til avstandsfluidene anvendt.
Denne teknologi krever ikke eller skiller seg fra noen invert emulsjon. Med andre ord kan enfasemikroemulsjonen påføres for fortrengning eller opprensing av hvilket som helst OBM system uansett basis oljetype eller emulgeringsmiddel anvendt til å formulere boreslammet. Denne allsidighet gir en operatør fleksibilitet til å formulere borefluidet basert på brønnhullbehovene. Dette er ikke tilfellet i noen tidligere fremgangsmåter hvorved meget spesifikke aminemulgeringsmidler er nødvendige fordi de krever syreprotonering for å reversere fuktbarheten. I én ikkebegrensende utførelsesform blir fremgangsmåtene og blandingene praktisert i fravær av aminemulgeringsmidler, så som harpiksaminer og/eller aminemulgeringsmidler med formelen R-N-[(CH2CH2R’A)xH]2.
Et annet viktig trekk i forhold til andre OBM eller invert emulsjon fjernings fremgangsmåter er at oljefasen til OBM emulsjonen løses inn i enfasemikroemulsjonen. Behandlingsprosessen ifølge oppfinnelsen reduserer energien nødvendig for mikroemulsjonen til å dannes ved sammenligning med tidligere fremgangsmåter. Denne effektiviteten reduserer antallet rørgjennomganger (”trips”) og reduserer tiden som er nødvendig for å fullføre brønnen.
Oppfinnelsen vil nå bli ytterligere beskrevet med hensyn til effektiv implementering av oppfinnelsen i eksempler som ikke er ment å begrense oppfinnelsen, men kun for ytterligere å illustrere den. In situ fluidet refereres til som en "mikroemulsjon" eller "enfasemikroemulsjon"..
EKSEMPLER
Mikroemulsjonsteknologi (in situ SPME) er utviklet for å formulere meget effektive avstandsfluidprodukter betegnet her som Avstandsfluid A.
Mikroemulsjonsteknologien til fremgangsmåtene og blandingene her anvender kombinasjonen av surfaktanter med vann/saltlake og olje som lett renser oljen, oljeboreslamprodukter og faststoffer fra fôringsrør, verktøy og andre boreriggskomponenter. Additiv A og B er surfaktantblandinger som beskrevet ovenfor vanlig utformet for å formulere et avstandsfluid til å rense syntetisk- eller olje-base boreslamsrester fra fôringsrør og stigerør og vannvæte deres overflater. Disse systemer inneholder ingen organiske løsningsmidler eller hydrokarbonløsningsmidler (i det minste inntil emulsjonen blir dannet in situ) og er vandig basert.
FORTRENGNINGSPROSEDYRER ADDITIV A
Dette additiv er utformet for å anvendes i et avstandsfluid for å skyve og rense O/SBM ut av fôringsrøret og initiere renseprosessen uten anvendelse av løsningsmidler. Fortrengning av et fluidsystem fra et brønnhull oppnås best ved anvendelse av en høy pumpehastighet, rørrotasjon og et viskøst, vektet avstandsfluid. Den høye viskositet hjelper til å opprettholde integriteten til avstandsfluidet ved å gjøre det i stand til å bli i "plugg" eller laminær strøm ved høye pumpehastigheter. Avstandsfluidet kan være stort nok for å tillate 5 til 10 minutters kontakttid basert på pumpehastigheten. Rørrotasjonen hjelper til å bryte opp de gelerte lommene med boreslam som kan akkumulere i noen deler av ringrommet, spesielt i meget avbøyde brønnhull. Avstandsfluidet som blir pumpet enten i laminær eller turbulent strøm, vil fjerne O/SBM og de gjenværende oljeforurensede faste stoffer. I én ikke-begrensende utførelsesform blir hvert avstandsfluid sirkulert i brønnhullet for å kontakte SBM eller OBM og dekker minst fra 152 til 305 meter (500 til 1000 feet) av ringrommet ved dets største diameter.
Tettheten av dette viskøse skyveavstandsfluidet er vanligvis 0,02 kg/liter (0,2 lbs/gal) høyere enn tettheten til borefluidet. Viskositet kan økes ved anvendelse av XAN-PLEX<® >D viskositetsøkende middel til rundt 1,5 av flytgrensen til borefluidet for å minimalisere sammenblanding av de to fluidene. (XAN-PLEX<® >D viskositetsøkende middel er en xantangummipolysakkarid med høy molekylvekt tilgjengelig fra Baker Hughes Drilling Fluids.)
ADDITIV B
Additiv B kan anvendes i et avstandsfluid som er et nær Newtonsk fluid som kan pumpes i turbulens for å rense og vannvæte alle metalloverflater. Avstandsfluidet omfattende additiv B er et haleavstandsfluid (”tail spacer”) utformet for å fjerne alle gjenværende produksjonsavfall og oppløser eventuell gjenværende olje eller syntetisk fluid som er igjen i fôringsrøret og andre boreriggkomponenter.
Additiv B kan tilsettes direkte i blandingsgropen og omrøres forsiktig med en lys eller bladrører (lighting or paddle mixer”). Volumet er basert på hullkonfigurasjonen - normalt 152 til 305 meter (500 feet til 1000 feet) av det største ringromvolum og er vanligvis 8 til 16 m<3 >(50 til 100 bbls).
Avstandsfluidsekvenser for å fortrenge SBM blir oppsummert i Tabell I. MIL-BAR® eller MIL-CARB vektmiddel med høy renhet er tilgjengelig fra Baker Hughes Drilling Fluids.
TABELL I
Avstandsfluidsekvens for fortrengning av syntetisk basert boreslam (SBM)
REOLOGISK KOMPATIBILITET
Reologiske kompatibilitetstester ble utført for Avstandsfluid A ved 4°C (40°F) og 66°C (150°F ). Den eksperimentelle prosedyre er gitt nedenfor og resultatene er gitt i Tabeller Il og III og plottet i FIG.1.
Eksperimentell Prosedyre
1. 1,4 kg/l (12,0 Ib/gal ) O/SBM boreslam ble satt til koniske kopper i rustfritt stål som måler 0 vol% (0 ml), 10 vol% (40 ml), 40 vol% (160 ml), 70 vol% (280 ml), 90 vol% (360 ml) og 100 vol% (400 ml) i en gradert sylinder.
2. Hver koniske kopp ble fylt til et totalt volum på 400 ml av avstandsfluidet som skulle testes.
3. Hver prøve ble blandet ved 6000 rpm på en Hamilton Beach blander i 15 min.
4. Fluidprøven ble splittet i 200 ml prøver.
5. For testing ved 4°C (40°F), ble prøvene forhåndsavkjølt og deretter hellet i en avkjølingsmantel ved en temperatur på 1,7°C ± 2,8°C (35 ± 5°F).
6. For testing ved 66°C (150°F), ble prøvene forhånds-oppvarmet og deretter hellet i en termokopp, med temperatur regulert av et termoelement til 66 ± 2,8°C (150 ± 5°F).
7. Mens avstandsfluidet ble avkjølt eller oppvarmet, ble Fann 35 viskosimeteret holdt ved 300 rpm for blanding.
8. Når avstandsfluidet ble avkjølt til 4°C (40°F) eller oppvarmet til 66°C (150°F) ble Fann avlesninger (600, 300, 200, 100, 6, 3 rpm verdier) foretatt.
9. Geler etter ti sekunder og ti minutter ble registrert.
TABELL II
Avstandsfluid A med 1,4 kg/l (12,0 lb/gal) SBM ved 4°C (40°F)
TABELL III
Avstandsfluid A med 1,4 kg/l (12,0 lb/gal) SBM ved 66°C (150°F)
Disse tester, hvis resultatene er plottet i FIG.1, viser ingen noterbar økning i de reologiske egenskaper ved varierende SBM/avstandsfluid blandingsforhold i forhold til reologien av 100% SBM. Disse egenskaper indikerer således at avstandsfluidet effektivt ville fortrenge SBM fra brønnhullet.
Siden avstandsfluidet B har lignende viskositet som vann, viste den reologiske evaluering meget lav plastisk viskositet og flytgrense. Dette bør muliggjøre turbulent strøm i brønnhullet.
AVSTANDSFLUIDER EFFEKTIVITET - BEGER TEST
Et klart glassbeger ble anvendt for å simulere en borehullvegg i en test for å se hvorledes avstandsfluidene A og B fjernet boreslam fra overflaten derav. Den eksperimentelle prosedyre er gitt nedenfor og fotografier som viser hvert trinn er presentert i FIG.2. Begge avstandsfluider ble funnet å være effektive ved fjerning av boreslam fra begeret. Legg merke til klarheten i begeret i de siste to fotografier sammenlignet med det første fotografi.
Eksperimentell prosedyre for begertest
1. Vei et 400 ml beger og belegg begeret med 2 gram av et konvensjonelt SBM.
2. Tilsett avstandsfluid A i det SBM-belagte beger og kjør i 10 minutter ved 100 rpm på et Fann viskosimeter.
3. Hell ut avstandsfluid A.
4. Plasser avstandsfluid B i begeret og kjør i 10 minutter ved 100 rpm.
5. Fjern avstandsfluid B. Skyll meget forsiktig begeret med avionisert vann og etanol.
6. Tørk i en vakuumovn i 30 minutter (ved 24°C (75°F)).
7. Vei begeret på nytt for å bestemme mengden av SBM fjernet. Denne testen ble kjørt ved både 4 og 55°C (40°F og 150°F).
I foregående spesifikasjon er oppfinnelsen beskrevet med referanse til spesifikke utførelsesformer derav og er foreslått som effektive i å tilveiebringe effektive fremgangsmåter og blandinger for fjerning av oljebasert og syntetiskbasert boreslam fra et hydrokarbonbrønnhull. Imidlertid vil det være åpenbart at forskjellige modifikasjoner og endringer kan gjøres dertil uten å avvike fra det bredere omfang ifølge oppfinnelsen som angitt i de vedlagte krav. Følgelig skal spesifikasjonen anses på en illustrativ fremfor en restriktiv måte. For eksempel spesifikke kombinasjoner av enfasemikroemulsjon-dannende komponenter og andre komponenter for å danne in situ fluidene, så som surfaktanter, løsningsmidler, ikke-polare væsker, etc. og andeler derav faller innenfor de krevde parametere, er forventet å være innenfor omfanget av foreliggende oppfinnelse, selv om de ikke spesifikt er identifisert eller prøvd i en spesiell blanding for å forbedre fjerning av olje- eller syntetisk-basert boreslam her,
Foreliggende oppfinnelse kan hensiktsmessig omfatte, bestå eller bestå i det vesentlige av de elementer beskrevet og kan utføres i fravær av et element ikke beskrevet.
Ordet "omfattende" og "omfatter" som anvendt gjennom hele kravene skal tolkes "omfattende, men ikke begrenset til".
Claims (14)
1. Fremgangsmåte for fjerning av minst en andel av oljebasert boreslam eller syntetisk basert boreslam (O/SBM) fra et brønnhull, k a r a k t e r i s e r t v e d at den omfatter å:
bore et brønnhull i et hydrokarbonholdig reservoar med et O/SBM, der boringen danner forurensninger og gjenværende oljeaktig produksjonsavfall i brønnhullet;
pumpe en fluidpille inn i brønnhullet, hvor fluidpillen omfatter:
minst én surfaktant;
eventuelt minst ett viskositetsøkende middel; og
vann eller saltoppløsning;
danne en Winsor IV mikroemulsjon in situ i brønnhullet; og
bringe O/SBM forurensningene og det gjenværende oljeaktige produksjonsavfallet i kontakt med Winsor IV mikroemulsjonen og fjerne minst en andel av O/SBM forurensningene og det gjenværende oljeaktige produksjonsavfallet brakt i kontakt med Winsor IV mikroemulsjonen fra brønnhullet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor minst én surfaktant blir valgt fra gruppen bestående av ikke-ioniske surfaktanter, anioniske surfaktanter, kationiske surfaktanter og amfotære surfaktanter, surfaktanter inneholdende et ikke-ionisk koblingsledd sentral utvidelse og en ionisk eller ikke-ionisk polar gruppe og blandinger derav.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor:
de ikke-ioniske surfaktanter blir valgt fra gruppen bestående av alkylpolyglykosider, sorbitanestere, metylglukosidestere, alkoholetoksylater og polyglykolestere;
de anioniske surfaktanter blir valgt fra gruppen bestående av alkalimetall alkylsulfater, alkyl- eller alkylarylsulfonater, lineære eller forgrenete alkyletersulfater og sulfonater, alkoholpolypropoksylerte og/eller polyetoksylerte sulfater, alkyl- eller alkylaryldisulfonater,
alkyldisulfater, alkylsulfosuccinater, alkyletersulfater, lineære og forgrenete etersulfater;
og de kationiske surfaktanter blir valgt fra gruppen bestående av argininmetylestere, alkanolaminer og alkylendiamider og blandinger derav.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, hvor vannet i fluidpillen omfatter saltoppløsning valgt fra gruppen bestående av haloidsaltoppløsning, formiatsaltoppløsning og blandinger derav.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2 hvor in situ Winsor IV mikroemulsjonen er en makroskopisk homogen blanding av minst fire komponenter, hvor de fire komponenter omfatter en polar fase fra vannet eller saltoppløsningen, en ikkepolar fase fra O/SBM forurensningene og det gjenværende oljeaktige produksjonsavfallet, det eventuelt minst ene viskositetsøkende middel og minst én surfaktant.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, som videre omfatter å pumpe en sementoppslemming inn i brønnhullet etterfølgende dannelse av Winsor IV mikroemulsjonen in situ.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, hvor fluidpillen er en første fluidpille som er et drivvektet avstandsfluid omfattende:
minst ett vektmiddel;
den minst ene surfaktant;
det eventuelt minst ene viskositetsøkende middel; og
vannet eller saltoppløsningen; og
fremgangsmåten omfatter videre å pumpe en andre fluidpille inn i brønnhullet etterfølgende den første fluidpille, hvor den andre fluidpille omfatter:
minst én surfaktant; og
vann eller saltoppløsning.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvor den første fluidpille, den andre fluidpille eller både den første fluidpille og den andre fluidpille videre omfatter en alkoksylert alkohol ko-surfaktant.
9. Termodynamisk stabil, enfase Winsor IV mikroemulsjon (SPME) omfattende en polar fase, en ikke-polar fase, en polyglyserolestersurfaktant og minst ett viskositetsøkende middel.
10. SPME ifølge krav 9, hvor den polare fase er vann eller saltoppløsning.
11. SPME ifølge krav 9, hvor den polare fase er saltoppløsning valgt fra gruppen bestående av haloidsaltoppløsning og formiatsaltoppløsning.
12. SPME ifølge krav 9 eller 11, hvor den ikke-polare fasen er valgt fra gruppen bestående av oljebasert boreslam, syntetisk-basert boreslam, gjenværende oljeaktig produksjonsavfall og kombinasjoner derav.
13. SPME ifølge krav 9 eller 11, som ytterligere omfatter en andre surfaktant valgt fra gruppen bestående av
ikke-ioniske surfaktanter valgt fra gruppen bestående av alkylpolyglykosider, sorbitanestere, metylglukosidestere, alkoholetoksylater og polyglykolestere;
anioniske surfaktanter valgt fra gruppen bestående av alkalimetallalkylsulfater, alkyl- eller alkylarylsulfonater, lineære eller forgrenete alkyletersulfater og sulfonater, alkoholpolypropoksylerte og/eller polyetoksylerte sulfater, alkyl- eller alkylaryldisulfonater, alkyldisulfater, alkylsulfosuccinater, alkyletersulfater, lineære og forgrenete etersulfater og blandinger derav; og
kationiske surfaktanter valgt fra gruppen bestående av argininmetylestere, alkanolaminer og alkylendiamider og blandinger derav.
14. SPME ifølge krav 13, hvor den andre surfaktant er en alkoksylert alkohol.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US91396907P | 2007-04-25 | 2007-04-25 | |
US12/107,185 US8871695B2 (en) | 2007-04-25 | 2008-04-22 | In situ microemulsions used as spacer fluids |
PCT/US2008/061209 WO2008134332A1 (en) | 2007-04-25 | 2008-04-23 | In situ microemulsions used as spacer fluids |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20093067L NO20093067L (no) | 2009-11-16 |
NO20093067A NO20093067A (no) | 2009-11-16 |
NO345760B1 true NO345760B1 (no) | 2021-07-12 |
Family
ID=39580197
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20093067A NO345760B1 (no) | 2007-04-25 | 2008-04-23 | Fremgangsmåte for fjerning av minst en andel av oljebasert boreslam eller syntetisk basert boreslam (O/SBM) fra et brønnhull og termodynamisk stabil, enfase Winsor IV mikroemulsjon (SPME) |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US8871695B2 (no) |
CN (2) | CN102925125B (no) |
AU (1) | AU2008245843B2 (no) |
BR (1) | BRPI0811027B1 (no) |
MX (1) | MX2009010518A (no) |
NO (1) | NO345760B1 (no) |
WO (1) | WO2008134332A1 (no) |
Families Citing this family (68)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20110172130A1 (en) * | 2004-10-20 | 2011-07-14 | Girish Dinkar Sarap | Treatment Fluids Comprising Vitrified Shale and Methods of Using Such Fluids in Subterranean Formations |
US9512345B2 (en) | 2004-10-20 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spacer fluids comprising pumicite and methods of using such fluids in subterranean formations |
US8357639B2 (en) * | 2007-07-03 | 2013-01-22 | Baker Hughes Incorporated | Nanoemulsions |
US8091646B2 (en) * | 2007-07-03 | 2012-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Single phase microemulsions and in situ microemulsions for cleaning formation damage |
MX2011004765A (es) * | 2008-11-07 | 2011-09-27 | Mi Llc | Fluidos rompedores no acuosos y metodos de uso de los mismos. |
US9222013B1 (en) | 2008-11-13 | 2015-12-29 | Cesi Chemical, Inc. | Water-in-oil microemulsions for oilfield applications |
GB2477071B (en) * | 2008-12-01 | 2014-07-30 | Baker Hughes Inc | Method of making a nanoemulsion composition |
BR112012008860A2 (pt) * | 2009-10-14 | 2019-09-24 | Basf Se | processo para a produção de óleo mineral, formulação de tensoativos aquosa. |
US8207096B2 (en) * | 2009-12-30 | 2012-06-26 | Halliburton Energy Services Inc. | Compressible packer fluids and methods of making and using same |
CN102134476B (zh) * | 2010-01-25 | 2013-08-21 | 中国石油化工集团 | 一种疏水化暂堵钻井液 |
EA023089B1 (ru) * | 2010-03-10 | 2016-04-29 | Басф Се | Применение смесей поверхностно-активных веществ поликарбоксилатов для вытеснения нефти микроэмульсией |
US20110237467A1 (en) * | 2010-03-25 | 2011-09-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Nanoparticle-densified completion fluids |
AU2011201846B2 (en) * | 2010-04-21 | 2016-03-17 | Baker Hughes Incorporated | Microemulsions used as spacer fluids |
US8517100B2 (en) | 2010-05-12 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing |
US9068447B2 (en) | 2010-07-22 | 2015-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for stimulating multi-zone wells |
US9187977B2 (en) | 2010-07-22 | 2015-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for stimulating a multi-zone well |
US8763705B2 (en) | 2011-03-25 | 2014-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing |
CN102746838B (zh) * | 2011-04-22 | 2014-01-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气井井筒解堵剂 |
US9051507B2 (en) | 2012-03-23 | 2015-06-09 | Intevep, S.A. | Completion fluid |
CA2874593C (en) | 2012-04-15 | 2017-05-09 | Glenn S. Penny | Surfactant formulations for foam flooding |
US9200192B2 (en) | 2012-05-08 | 2015-12-01 | Cesi Chemical, Inc. | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
US11407930B2 (en) | 2012-05-08 | 2022-08-09 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
CN102796501A (zh) * | 2012-08-16 | 2012-11-28 | 大庆百晟石油科技有限公司 | 一种三元复合断链液 |
CA2889422A1 (en) * | 2012-10-26 | 2014-05-01 | Schlumberger Canada Limited | Compositions and methods for completing subterranean wells |
US9012379B2 (en) | 2013-03-05 | 2015-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alkyl polyglycoside derivative as biodegradable spacer surfactant |
US11254856B2 (en) | 2013-03-14 | 2022-02-22 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US9868893B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-01-16 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US10053619B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-08-21 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
US9428683B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-08-30 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
US10287483B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-05-14 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol |
US9884988B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-02-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US9464223B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-10-11 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US10717919B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-07-21 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US9321955B2 (en) | 2013-06-14 | 2016-04-26 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
US10590332B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-17 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
US11180690B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-11-23 | Flotek Chemistry, Llc | Diluted microemulsions with low surface tensions |
US9068108B2 (en) | 2013-03-14 | 2015-06-30 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
US10577531B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-03 | Flotek Chemistry, Llc | Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells |
US10941106B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-03-09 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
US10000693B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-06-19 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US10421707B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-09-24 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
BR112016002785A2 (pt) | 2013-09-19 | 2017-08-01 | Halliburton Energy Services Inc | método e fluido espaçador emulsionado óleo em água |
US9890624B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material |
US9890625B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material |
CN103923634B (zh) * | 2014-05-07 | 2016-04-06 | 淮南华俊新材料科技有限公司 | 一种用于油井酸化的微乳液互溶剂 |
US9505970B2 (en) | 2014-05-14 | 2016-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
CA2898770C (en) | 2014-07-28 | 2019-05-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells |
EP3048154A1 (en) * | 2015-01-21 | 2016-07-27 | Services Pétroliers Schlumberger | Compositions and methods for completing subterranean wells |
US10100243B2 (en) | 2015-07-13 | 2018-10-16 | KMP Holdings, LLC | Environmentally preferable microemulsion composition |
US10494563B2 (en) * | 2015-09-01 | 2019-12-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of improving mobility of heavy crude oils in subterranean reservoirs |
BR112018015057A2 (pt) | 2016-01-25 | 2018-12-18 | Peroxychem Llc | métodos e composições para o tratamento de poços |
CN106085395A (zh) * | 2016-06-20 | 2016-11-09 | 中国石油大学(华东) | 一种适用于油基钻井液的微乳液型冲洗液体系及制备方法 |
EP3507342A4 (en) * | 2016-11-21 | 2020-05-13 | Multi-Chem Group, LLC | NANO EMULSIONS FOR USE WITH UNDERGROUND FRACTURING TREATMENTS |
CN107057671B (zh) * | 2017-05-26 | 2019-09-27 | 山东大学 | 一种具有自修复能力的油包水乳液界面封隔体系、其制备方法及油水分离工艺与应用 |
US10563119B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-02-18 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for producing seawater based, high temperature viscoelastic surfactant fluids with low scaling tendency |
US10934472B2 (en) | 2017-08-18 | 2021-03-02 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods |
CN107703260B (zh) * | 2017-09-26 | 2019-11-05 | 焦地 | 液体混合能量测试多功能摇床及测试方法 |
WO2019088851A2 (en) | 2017-10-30 | 2019-05-09 | Craig Nazzer | Method for separating drill fluid from oily drill cuttings slurries |
US11053433B2 (en) | 2017-12-01 | 2021-07-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
CN108384527B (zh) * | 2018-02-10 | 2020-07-28 | 长江大学 | 一种用于深水合成基钻井液的泥饼清洗液及其应用 |
CN108410439B (zh) * | 2018-04-25 | 2020-04-10 | 南阳忠兴石油工程技术服务有限公司 | 一种凝胶泡沫与原位微乳液组合应用油井增产的方法 |
US11167222B2 (en) * | 2019-06-20 | 2021-11-09 | Baker Hughes Holdings Llc | Single-phase microemulsion additive for separation of oil and water |
US11421150B2 (en) * | 2019-07-07 | 2022-08-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for improving hydrocarbon production from an unconventional subterranean formation |
CN110484221A (zh) * | 2019-09-16 | 2019-11-22 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 固完井用油基泥浆隔离液及其制备方法 |
US11104843B2 (en) | 2019-10-10 | 2021-08-31 | Flotek Chemistry, Llc | Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency |
US11492873B2 (en) | 2020-09-03 | 2022-11-08 | Baker Hughes Oilfield Operations, Llc | Method of removing non-aqueous drilling mud with banana containing fluid |
US11976239B2 (en) | 2020-09-03 | 2024-05-07 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method of removing non-aqueous drilling mud with banana containing fluid |
US11512243B2 (en) | 2020-10-23 | 2022-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20030178230A1 (en) * | 2000-07-05 | 2003-09-25 | Annie Audibert Hayet | Method and fluid for controlling the saturation of a formation around a well |
WO2006029019A2 (en) * | 2004-09-03 | 2006-03-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of removing an invert emulsion filter cake after the drilling process using a single phase microemulsion |
WO2006109016A1 (en) * | 2005-04-14 | 2006-10-19 | Surfactant Technologies Limited | A microemulsion cleaning composition |
WO2006120151A2 (en) * | 2005-05-10 | 2006-11-16 | Akzo Nobel N.V. | Method and composition for cleaning a well bore prior to cementing |
Family Cites Families (37)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US508026A (en) * | 1893-11-07 | la chance | ||
US2882973A (en) * | 1957-06-17 | 1959-04-21 | Shell Dev | Recovery of oil from tar sands |
US3050141A (en) * | 1958-12-11 | 1962-08-21 | Pan American Petroleum Corp | Emulsion drilling fluid and method |
US3504744A (en) * | 1968-07-15 | 1970-04-07 | Marathon Oil Co | Production of crude oil using micellar dispersions |
US4017405A (en) * | 1973-03-26 | 1977-04-12 | Union Oil Company Of California | Soluble oil composition |
US4125156A (en) * | 1977-06-06 | 1978-11-14 | Phillips Petroleum Company | Aqueous surfactant systems for in situ multiphase microemulsion formation |
US5008026A (en) | 1989-01-30 | 1991-04-16 | Halliburton Company | Well treatment compositions and method |
CA2099012C (en) * | 1991-01-30 | 1999-08-03 | Albert F. Chan | Well cleanout using caustic alkyl polyglycoside compositions |
US5341882A (en) * | 1993-02-10 | 1994-08-30 | Shell Oil Company | Well drilling cuttings disposal |
US5370185A (en) * | 1993-09-08 | 1994-12-06 | Shell Oil Company | Mud solidification with slurry of portland cement in oil |
US6090754A (en) * | 1995-05-11 | 2000-07-18 | Atlantic Richfield Company | Surfactant blends for well operation |
US5830831A (en) * | 1995-05-11 | 1998-11-03 | Atlantic Richfield Company | Surfactant blends for well operations |
US6022834A (en) * | 1996-05-24 | 2000-02-08 | Oil Chem Technologies, Inc. | Alkaline surfactant polymer flooding composition and process |
TW354352B (en) * | 1996-10-30 | 1999-03-11 | Henkel Kgaa | A process for easier cleaning on the basis of water/oil inversion emulifier |
US6022833A (en) * | 1996-10-30 | 2000-02-08 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Multicomponent mixtures for use in geological exploration |
US5874386A (en) * | 1998-02-13 | 1999-02-23 | Atlantic Richfield Company | Method for cleaning drilling fluid solids from a wellbore using a surfactant composition |
GB9905668D0 (en) | 1999-03-12 | 1999-05-05 | Univ Napier | Method |
GB9915214D0 (en) | 1999-06-29 | 1999-09-01 | Bp Exploration Operating | Microemulsions |
US6593279B2 (en) * | 1999-12-10 | 2003-07-15 | Integrity Industries, Inc. | Acid based micro-emulsions |
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 |
GB0005839D0 (en) | 2000-03-10 | 2000-05-03 | Provita Eurotech Ltd | Storage and delivery of micro-organisms |
GB0021633D0 (en) * | 2000-09-04 | 2000-10-18 | Univ Napier | Surfactant |
US6613720B1 (en) * | 2000-10-13 | 2003-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Delayed blending of additives in well treatment fluids |
US6672388B2 (en) * | 2001-06-13 | 2004-01-06 | Lamberti Usa, Inc. | Process for the cleaning of oil and gas wellbores |
US6691805B2 (en) * | 2001-08-27 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically conductive oil-based mud |
US7380606B2 (en) * | 2002-03-01 | 2008-06-03 | Cesi Chemical, A Flotek Company | Composition and process for well cleaning |
EP1783188A1 (en) * | 2003-01-24 | 2007-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invertible well bore servicing fluid field of the invention |
US8091644B2 (en) * | 2004-09-03 | 2012-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Microemulsion or in-situ microemulsion for releasing stuck pipe |
US7709421B2 (en) * | 2004-09-03 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Microemulsions to convert OBM filter cakes to WBM filter cakes having filtration control |
US7231976B2 (en) * | 2004-11-10 | 2007-06-19 | Bj Services Company | Method of treating an oil or gas well with biodegradable low toxicity fluid system |
GB0424933D0 (en) * | 2004-11-12 | 2004-12-15 | Surfactant Technologies Ltd | A surfactant system |
US7467633B2 (en) * | 2005-03-10 | 2008-12-23 | Huntsman Petrochemical Corporation | Enhanced solubilization using extended chain surfactants |
US7655603B2 (en) * | 2005-05-13 | 2010-02-02 | Baker Hughes Incorported | Clean-up additive for viscoelastic surfactant based fluids |
MX2009003233A (es) | 2006-10-11 | 2009-04-06 | Baker Hughes Inc | Formacion de fluido in situ para limpiar lodo basado en aceite o en aceite sintetico. |
US8302691B2 (en) * | 2007-01-19 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for increasing gas production from a subterranean formation |
US8210263B2 (en) * | 2007-07-03 | 2012-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Method for changing the wettability of rock formations |
US7833943B2 (en) * | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
-
2008
- 2008-04-22 US US12/107,185 patent/US8871695B2/en active Active
- 2008-04-23 BR BRPI0811027A patent/BRPI0811027B1/pt active IP Right Grant
- 2008-04-23 WO PCT/US2008/061209 patent/WO2008134332A1/en active Application Filing
- 2008-04-23 CN CN201210432084.7A patent/CN102925125B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-04-23 NO NO20093067A patent/NO345760B1/no unknown
- 2008-04-23 MX MX2009010518A patent/MX2009010518A/es active IP Right Grant
- 2008-04-23 CN CN2008800130455A patent/CN101675140B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-04-23 AU AU2008245843A patent/AU2008245843B2/en not_active Ceased
-
2014
- 2014-10-15 US US14/514,522 patent/US20150031588A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20030178230A1 (en) * | 2000-07-05 | 2003-09-25 | Annie Audibert Hayet | Method and fluid for controlling the saturation of a formation around a well |
WO2006029019A2 (en) * | 2004-09-03 | 2006-03-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of removing an invert emulsion filter cake after the drilling process using a single phase microemulsion |
WO2006109016A1 (en) * | 2005-04-14 | 2006-10-19 | Surfactant Technologies Limited | A microemulsion cleaning composition |
WO2006120151A2 (en) * | 2005-05-10 | 2006-11-16 | Akzo Nobel N.V. | Method and composition for cleaning a well bore prior to cementing |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2008134332A1 (en) | 2008-11-06 |
NO20093067L (no) | 2009-11-16 |
US8871695B2 (en) | 2014-10-28 |
BRPI0811027B1 (pt) | 2020-01-21 |
US20150031588A1 (en) | 2015-01-29 |
MX2009010518A (es) | 2009-10-19 |
AU2008245843B2 (en) | 2014-05-29 |
CN102925125A (zh) | 2013-02-13 |
CN101675140A (zh) | 2010-03-17 |
CN102925125B (zh) | 2015-01-28 |
US20080274918A1 (en) | 2008-11-06 |
BRPI0811027A2 (pt) | 2014-12-09 |
NO20093067A (no) | 2009-11-16 |
CN101675140B (zh) | 2013-10-30 |
AU2008245843A1 (en) | 2008-11-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO345760B1 (no) | Fremgangsmåte for fjerning av minst en andel av oljebasert boreslam eller syntetisk basert boreslam (O/SBM) fra et brønnhull og termodynamisk stabil, enfase Winsor IV mikroemulsjon (SPME) | |
US8415279B2 (en) | Microemulsions used as spacer fluids | |
DK1866516T3 (en) | PREPARATION AND REPLACEMENT FLUID BASED ON REVERSE EMULSION AND PROCEDURE TO USE THEREOF | |
US10494565B2 (en) | Well service fluid composition and method of using microemulsions as flowback aids | |
NO344331B1 (no) | Vannbasert bryterfluid, fremgangsmåte for rensing av et borehull, og fremgangsmåte for fremstilling av et hydrokarbon fra en formasjon | |
US11578248B2 (en) | Emulsifiers for direct emulsion drilling fluids | |
CA2934848C (en) | Viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
CA3012433C (en) | Improved performance non-emulsifiers that employ branched alcohols and a new high-solvency carrier oil | |
US11034877B2 (en) | Emulsifiers for direct emulsion drilling fluids | |
US11492873B2 (en) | Method of removing non-aqueous drilling mud with banana containing fluid | |
AU2011201846B2 (en) | Microemulsions used as spacer fluids | |
AU2015395666B2 (en) | Alkylpolyglucoside derivative fluid loss control additives for wellbore treatment fluids | |
US11591510B1 (en) | Wellbore cleaner for use in displacement trains | |
US11773705B1 (en) | Changing calcium carbonate particle size with starch for reservoir fluids | |
US20230416595A1 (en) | Wellbore cleaning compositions and methods of making and using same | |
Moroni et al. | Heavy-duty cleanup: caesium formate-based microemulsions make light work of a tough job | |
GB2390861A (en) | Solution of ethoxylated propoxylated alcohol used in downhole cementing operations | |
Cleanup et al. | Confidential |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES HOLDINGS LLC, US |