NO792181L - Fremgangsmaate ved behandling av broenner - Google Patents

Fremgangsmaate ved behandling av broenner

Info

Publication number
NO792181L
NO792181L NO792181A NO792181A NO792181L NO 792181 L NO792181 L NO 792181L NO 792181 A NO792181 A NO 792181A NO 792181 A NO792181 A NO 792181A NO 792181 L NO792181 L NO 792181L
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
ball
perforations
core
polyurethane
coating
Prior art date
Application number
NO792181A
Other languages
English (en)
Inventor
Steven Ray Erbstoesser
Original Assignee
Exxon Production Research Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Exxon Production Research Co filed Critical Exxon Production Research Co
Publication of NO792181L publication Critical patent/NO792181L/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/261Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B27/00Containers for collecting or depositing substances in boreholes or wells, e.g. bailers, baskets or buckets for collecting mud or sand; Drill bits with means for collecting substances, e.g. valve drill bits
    • E21B27/02Dump bailers, i.e. containers for depositing substances, e.g. cement or acids
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10TTECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T428/00Stock material or miscellaneous articles
    • Y10T428/29Coated or structually defined flake, particle, cell, strand, strand portion, rod, filament, macroscopic fiber or mass thereof
    • Y10T428/2982Particulate matter [e.g., sphere, flake, etc.]
    • Y10T428/2991Coated
    • Y10T428/2998Coated including synthetic resin or polymer

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Sealing Material Composition (AREA)
  • Incineration Of Waste (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)

Abstract

Fremgangsmåte ved behandling av olje- og gassbrbnner.

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrbrer behandling av olje- og gassbrbnner og nærmere bestemt en forbedret fremgangsmåte for å skille behandlingsvæskene under behandlingen av brbnnene.
Det er vanlig å ferdiggjore olje- og gassbrbnner
ved at der plasseres en serie av rbrlengder som benevnes ffiring, i bronnen, og å benytte sement rundt og på utsiden av ffiringen for å isolere de forskjellige formasjoner som bronnen har trengt igjennom. For å få væskekommunikasjon mellom de formasjoner som inneholder hydrokarbon og. det indre av f firingen, perforeres f firingen og semferrtEylsteret.
På forskjellige tidspunkter under bronnens liv, kan det være bnskelig å oke produksjonshastigheten av. hydrokarboner ved å benytte passende behandlingsvæsker såsom syrer, opplbsningsmidler og overflateaktive midler. Hvis bare en kort, enkel produksjonssone i brbnnen er blitt perforert,
vil behandlingsvæsken strbmmé inn i denne sonen der hvor det er nbdvendig. Etterhvert som lengden på den perforerte sonen eller antall perforerte produksjonssoner oker, vil plasseringen av væskebehandlingen i områder i produksjonssonene. hvor det kreves bli mer vanskelig. F.eks. vil de lag som har hbyest permeabilitet mest sannsynlig avta størstedelen av en gitt stimuleringsbehandling, mens de minst gjennomtrengelige lag stort sett blir ubehandlet. Det er derfor utviklet teknikker for å fore behandlingsvæsken bort fra den minste motstands vei slik at soner med lav permeabilitet også blir behandlet.
En fremgangsmåte for å få en slik bnsket tilfbring omfatter bruk av utstyr i brbnnhullet såsom pakninger. Selv om disse innretninger er effektive, er de ganske kostbare på grunn av bruken av tilhbrende håndteringsutstyr som kreves under håndteringen av rbrpakningene. I tillegg har den mekan-iske pålitelighet en tendens til å reduseres etterhvert som brbnndybden oker..
Som et resultaTTåv dette har man nedlagt betrakte-lig arbeide i å utvikle alternative omledningsmetoder. En sterkt benyttet fremgangsmåte benytter seg av små, gummibelagte kuller som benevnes kuleforseglere, for å forsegle f6r-ingsperforeringene.
Disse kuleforseglerne pumpes inn i brSnnen sammen med væske for behandling av formasjonen. Kulene fores ned i brb<*>nnen og inn til perforeringene på grunn av væskestrommen gjennom perforeringene inn i formasjonen. Kulene legger seg i perforeringen og holdes der på grunn av trykkdifferansene over perforeringene.
Vesentlige fordeler ved å benytte kuleforseglere som omledningsmiddel omfatter at de er lette å benytte, de gir en positiv forsegling uavhengig av formasjonen, og de skader ikke bronnen. Kuleforseglerne sprbytes inn ved overflaten og transporteres av behandlingsvæsken, Bortsett fra en kule-innsprbyter, kreves ikke ytterligere behandlingsutstyr. Kuleforseglerne er konstruert slik at de har et ytre belegg som er tilstrekkelig mykt til å forsegle en traktformet perforering og de har en fast, stiv kjerne som hindrer ekstrudering inn i og gjennom perforeringen. Kuleforseglerne vil derfor ikke trenge inn i formasjonen og permanent skade strbmnings-egenskapene i brbnnen.
Flere krav settes til kuleforseglerne slik som de benyttes idag. For det fbrste må kuleforseglerne være kjemisk inerte overfor miljbet som de utsettes for. For det annet må de forsegle effektivt og allikevel ikke ekstruderes inn i perforeringene. For det tredje må kuleforseglerne frigjbres fra perforeringene når trykkdifferensialet inne i formasjon-.en oppheves.
For å mote disse kravene er det blitt foreslått forskjellige materialer for kuleforseglerne, deriblant gummi, nylon, plastikk, aluminium, gummibelagt aluminium, gummibelagt fenolharpiks, gummibelagt nylon og til og med pérmeable plastbehandlede kuler av valnbttskall. En vanskelighet med kuleforseglere som består av slike materialer er at kulene som for tiden er tilgjengelige ikke har tilstrekkelig motstand overfor kjemiske angrep av behandlingsvæskene og spesielt de behandlingsvæsker som inneholder aromatiske opp-lb'sningsmidler. For eksempel vil de fleste gummibelagte kuleforseglere miste sin strukturelle integritet i nærvær av behandlingsvæsker som inneholder xylen. Dette kan fore til at gummilaget skiller seg fra kjernene. Av og.til kan perforeringen falstiisk skjære gummilaget i området med trykkforsegling. Når kuleforseglerne mister sin strukturelle integritet, vil den lose gummien ha anledning til å feste seg permanent i perforeringen, noe som kan redusere strbm-ningskapas.iteten i perforeringen og permanent skade brbnnen. Et annet problem med gummibelagte kuler rerjat de er normalt fremstilt ved trykkstbpningsteknikker som frembringer en kjerne som er plasert eksentrisk i belegget. Slike kuler gir ikke en jevn, myk overflate for plasering i perforeringen.
Det foreligger derfor et behov for ^forbedrede kuleforseglere som kan overvinne disse problemer med tidligere kjente kuleforseglere.
Foreliggende oppfinnelse overvinner disse begrens-ningene i kuleforseglerne som benyttes i tidligere kjente teknikker, ved å benytte kuleforseglere som har et polyuretanbelegg. Kuleforseglere som er belagt med polyuretan motstår kjemisk nedbrytning av behandlingsvæskene samtidig som de forsegler perforeringene effektivt og motstår ekstrudering inn i perforeringene.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en forbedret fremgangsmåte for å omdirigere væsker i behandling av^underjordiske formasjoner. Fremgangsmåten omfatter bruken av en forbedret kuleforsegler som omfatter polyuretan eller et komposittmateriale som består av en stiv kjerne med et polyuretanbelegg. Polyuretanet som fortrinnsvis er av polyester-elastomer eller polyeterelastomertypen, gir en kuleforsegler som er motstandsdyktig overfor opplbsningsmidler (polyester-
"base) eller vandige væsker (polyeterbaserte). Det er foretrukket at tettheten i kuleforseglerne er mindre enn tettheten i den behandlende væske og at kuleforseglerne fremstilles med transpresstbpning for å gi stort sett jevnt belegg på kjernene. Det er foretrukket at kuleforseglere som består av komposittmateriale har en tetthet på mindre enn behandlingsvæskens tetthet.
Eksperimenter har vist at en spesielt passende kule omfatter enS syntetisk skumkjerne med et polyuretanester-basert elastomerbelegg.
I korthet utfores fremgangsmåten ved å la en rekke kuleforseglere sitrbmme ned i brbnnen som beskrevet ovenfor inntil kuleforseglerne trenger inn i og forsegler perforeringene i brbnnen. Behandlingsvæsken omdirigeres deretter til de uforseglede deler og gir en eff,eEtiv fremgangsmåte for å sprbyte behandlingsvæske gjennom alle eller flere av brbnn-perforeringene. Polyuretanelastomerer er spesielt nyttige når det gjelder fremstillingen av kuler som kan flyte på grunn av sin relativt lave tetthet (ca. 1,0 g/cm^). Fig. 1 er et snitt av en brbnn som illustrerer foreliggende oppfinnelse.
Fig. 2 er et snitt av en kuleforsegler.
Anvendelsen av den foreliggende oppfinnelse er vist i en foretrukket utforelse i fig. 1. Brbnnen 10 i fig. 1 har en ffiring 12 som går ned til bunnen av brbnnen og sementert rundt på utsiden for å holde roret 12 på plass og isolere de perforerte formasjoner eller intervaller. Sementhylstre 13 strekker seg oppover, fra bunnen av brbnnen og minst til et punkt under det produserende lag 15. For at hydrokarboner i det produserende lag 15 skal kunne produseres, er det nød-vendig å få væskekommunikasjon mellom det produserende lag 15 og det indre av ffiringen 12. Dette oppnås ved hjelp av perforeringer 14 gjennom ffiringen 12 og sementhylsteret 13.
Hydrokarbonene som strbmmer ut av det produserende lag 15 gjennom perforeringene 14 og inn i det indre av f (Sr ing-en 12 transporteres til overflaten gjennom et produksjonsrbr 16. En produksjonspakning 17 plasseres nær den lavere del av produksjonsrbret 16 og over den hbyeste perforering for å tilveiebringe en trykkforsegling mellom produksjonsroret og ffiringen 12. Produksjonsrbr benyttes ikke alltid, og i disse tilfeller benyttes hele det indre volum av ffiringen for å fore hydrokarboner til overflaten.
Når det er nodvendig med en omdirigering under bronnbehandling, benyttes kuleforseglere 20 for å stenge noen av perforeringene. Disse kuleforseglere er fortrinnsvis sfæriske, men andre geometrier kan også benyttes.
Anvendelsen av kuleforseglere 20 for å stenge noen av perforeringene 14 oppnås ved å fore kuleforseglerne 20
inn i ffiringen 12 på et bestemt tidspunkt under behandlingen.
Når kuleforseglerne 20 fores inn i væsken opp-strøms for den perforerte del av ffiringen, fores de ned i produksjonsrbret 16 eller ffiringen 12 ved hjelp av væskestrbm-men. Når væsken når det perforerte intervall i ffiringen, fores den utover gjennom perforeringene 14 og inn i laget 15 som skal behandles. Strbmmen av behandlingsvæske gjennom perforeringene 14 forer de medfbrte kuleforseglere 20 mot perforeringene 14 og forårsaker at de plasseres i perforeringene 14. Når de er plassert i perforeringene, holdes kuleforseglerne 20 i perforeringene av trykkforskjellen i væsken som eksisterer mellom innsiden av ffiringen og produksjonslaget 15 på utsiden av ffiringen. De plasserte kuleforseglere stenger effektivt disse perforeringer 14 inntil det tidspunkt at trykkdifferensialet reverseres og kuleforseglerne frigjbres.
Kuleforseglerne 20 vil ha en tendens til fbrst å forsegle de perforeringer hvorigjennom behandlingsvæsken strbmmer raskest. Denne foretrukne stengning av perforeringer med hby strbmningshastighet har en tendens til å utjevne behandlingen av produksjonslaget over hele det perforerte intervall.
For å oppnå maksimal effektivitet ved plasseringen av kuleforseglerne i perforeringene bor disse fortrinnsvis ha en tetthet som er mindre enn tettheten på behandlingsvæsken i brbnnen under de temperatur- og jtrykkbetingeHær som finnes der. F.eks. er det ikke uvanlig at trykket i bunnen av brbnnen er mer enn 700 kg/cm og kan til og med nå opp i over 1000 , kg/cm under brbnnbehandlingen. Hvis en kuleforsegler ikke er
/
tilstrekkelig sterk' til å motstå dette trykket, vil den pres-ses sammen, noe som forer til at tettheten i kuleforsegleren oker slik at den lett kan bli stbrre enn væsketettheten.
Siden de væsker som benyttes for å behandle brbnner vanligvis har tettheter som går fra ca. 0,7 g/cm^ til vesentlig mer enn 1,1 g/cm^,,kreves det en serie lettvekts kuleforseglere slik at disse kan flyte på den behandlingsvæske som benyttes. En slik kuleforsegler som er istand til å motstå et trykk som er typisk i bunnen av olje- og gassbrbnner, men som allikevel beholder sin tetthet i 0,7 - 1,2 g/cm^ området er gjengitt i fig. 2. Denne sfæriske kuleforsegler 20 har en kuleformet kjerne 101 fremstilt av syntetisk skum og er belagt med polyuretanelastomer 201. Polyuretanelastomeren omfatter fortrinnsvis en fast polyeter- eller polyester-basert polyuretan. Polyeter-basert polyuretan er foretrukket når det gjelder å omdirigere vandige behandlingsvæsker og polyester-basert polyuretan er foretrukket når det gjelder å omdirigere behandlingsvæsker som inneholder hydrokarboner.
Syntetisk skum er et materiale som består av hule, sfæriske partikler som er dispergert i et bindemiddel. De kommersielt tilgjengelige syntetiske skum med lav tetthet som er tilstrekkelig sterke til å motstå trykkene og temperaturene som kuleforseglere vanligvis moter, består av mikroskopisk små, hule glasskuler (med en gjennomsnittlig diameter på 50 mikron) dispergert i et harpiks bindemiddel såsom epoksy. Syntaktiske skumsystemer kan også bestå av kuler fremstilt
av andre materialer enn glass og bindemidler fremstilt av andre materialer enn epoksy, f.eks. av passende termoplastiske og termoherdende plastmaterialer.
I en foretrukken utfbrelse av oppfinnelsen, belegges en syntetisk skumkjerne med en polyuretanelastomer. Kuleforseglere kan fremstilles på fblgende måte. Det fbrste trinn er å frembringe ved hjelp av stbping eller bearbeiding fra blokker, syntaktiske skumkuler som kan benyttes som kjerner i kuleforseglerne. Passende syntaktiske skumkjerner renses deretter og belegges med et passende bindemiddel og belegges med det bnskede uretanbelegg. Overflatebehandling som vanligvis omfatter en eller annen form for rensing, kreves for å få en god forbindelse mellom polyuretanelastomerbelegget og den syntetiske skumkjerne. Det er mest bnskelig å benytte en sterk luftstrbm for å fjerne stbv og likeledes det meste av det knuste glass og annet som dannes når kjernene fremstilles. Sandblåsing er blitt benyttet med gode resultater, men. dette bbr be-grenses til en kort behandling på grunn av den raske slitasjen av kjernen. Hvis kulene er oljeaktige, kan trikloretylen-vask vise seg å være tilfredsstillende. Når kulene er fri for stbv og olje, kan de belegges med et passende bindemiddel som velges slik at der blir en god binding med polyuretanbelegget.
Det neste trinn er å stope et polyuretanelastomerbelegg over kjernen. Dette kan utfores ved å benytte en sprbytestbpningsteknikk som skal belegge flere syntetiske skumkuler eller kjerner. Et eksempel på eftT passende trans-presstbpesystem kan benytte tre plater. To "konkave" plater inneholder en rekke konkave halvkuleformede rom med en diameter som tilsvarer den ytre diameter på kjernebeleggene.
En "konveks" plate inneholder en rekke konvekse halvkuleformede fremspring med en diameter som tilsvarer diameteren på kjernen i kuleforseglerne og som er tilpasset slik at de kan. plasseres konsentrisk i de konkave hulrom i de "konkave" platene. Det fbrste trinn i beleggingen av de syntetiske kjernene er å fore én av de "konkave" platene over på den "konvekse" platen. Når de to platene er fort sammen,S/proytes polyuretan inn det frie rom som eksisterer mellom de konkave og de konvekse hulrom slik at en halvdel av belegget av kjernene fremstilles Den konvekse platen fjernes fra den konkave platen for polyuretanet er fullstendig herdet. Etter at den konvekse platen er fjernet, fores de syntaktiske skumkjerner inn i de delvis herdede polyuretan-halvbelegg. Den andre konkave platen fores deretter sammen med den fbrste konkave platen slik at de konkave hulrom i de to platene konsentrisk dekker den del av kulene som ikke er belagt med polyuretan. Det frie rom i det halvkuleformede[hulrom fylles deretter med polyuretan slik at polyuretanbelegget over de syntaktiske skumkjerner gjbres ferdig. Stopning av den annen halvpart av polyuretanbelegget utfores under slike tids-, temperatur- og trykkbetingelser at man får en herding av den nyinnforte uretan samtidig som man får en aktiv kryssfornetting over på det annet delvis herdede halvbelegg. Denne fremgangsmåte har vist seg å gi gode polyuretan-til-polyuretan-bindinger. Prover har vist at stbping av polyuretanelastomeren på kjerner stort sett gir et konstant belegg. De faktiske stbpebeting-elser vil variere med forskjellige polyuretansammensetninger og kan bestemmes av de som kjenner de foreliggende teknikker.
Selv om kjernematerialet som er beskrevet ovenfor er et syntaktisk skum, kan visse termoplastmaterialer også benyttes"! som kjernemateriale for kuleforseglere med lett vekt. Polymetylpenten har en tetthet på 0,83 g/cm^ og er et hby-temperatur plastmateriale (smeltepunkt ca. 230 - 240°C). Alle andre lettvekts plastmaterialer som omfatter polybutylen, polyetylen, polypropylen og polyallomer-kopolymerer, er noe tyngre enn det som er aksepterbart. Videre er disse materialer, siden de er lavtemperatur termoplastmaterialer, mindre onskelige som kjerner fra det synspunkt at det er mer sannsynlig at de ekstruderes inn i perforeringen under de trykk og temperaturbetingelser som man vanligvis finner på bunnen av bronnen. For mindre strenge krav til tettheten, kan tyngre kjerner som benytter termoplast eller termoherftende plastmaterialer såsom nylon eller fenoliner belegges med opplbsningsresistent polyuretanbelegg for å tilveiebringe kuleforseglere ifblge oppfinnelsen.
Prover som er utfort med polyuretanbelagte syntaktiske skumforseglere har vist seg at de er mekanisk stabile når de underkastes et differensialtrykk på 100 atmosfærer over simulerte perforeringer og når de underkastes temperaturer i størrelsesorden 75°C. For brbnnbehandlingsoperasjoner hvor der skal opprettholdes et lavt differensialtrykk over perforeringene kan man benytte kuleforseglere som i sin helhet er fremstilt av polyuretan.
Den kjemiske motstand i polyuretankuler ble sammen-lignet med "Buna-N" (en gummi som vanligvis benyttes som belegg på kuleforseglere) på basis av evne til å beholde skjærstyrke. Man gjorde forsbk på prover sammensatt av "Buna-N" og polyuretan for å simulere trykkforskyvning på kuleforseglere i f6rings-perforeringer. Prbven bestod av en ASTM standard skjærkraft-bestemmelse utfort stort sett som beskrevet i ASTM Standards D 732-46, "Shear Strength of Plastics", side 249 - 251.
Skjærstyrke og tykkelsesmålinger ble utfort på prøvestykker av "Buna-N 490FB"og "Buna-N 483" som selges^av F.H. MaloneyCibo., og polyuretan 6321-8 og poyuretan 6321-9, polyester-polyuretaner som selges av Molded Dimensions Company. Provene som ble benyttet var strimler på ca. 4 x 13 cm og hadde en tykkelse på ca. 0,20 cm. Tykkelse, hardhet og skjærstyrke i hver prb've ble målt for og etter at prbven var utsatt for xylen i et trykkar på ca. 135 atmosfærer og en temperatur på 93°C i 2 timer. ^Tykkelsen ble målt på flere steder på hver strimmel med et mikrometer for å sikre jevnhet i måling-en. Hardheten ble målt med et standard Shore A-2 durometer. Fem skjærprbver ble utfort på hvert provestykke under anvend-else av et skjærapparat og fremgangsmåte stort sett som det som kreves av ASTM-standarden nevnt ovenfor. De målte for-andringer i gjennomsnittlig tykkelse, hardhet og skjærstyrke etter å være utsatt for xylen ved 93°C og 135 atmosfærer er gjengitt i tabell I nedenunder.
Resultatene av disse provene demonstrerer at poly-uretanforbindelsene som ble vurdert har en vesentlig bedre dimensjonen stabilitet, opprettholdt hardheten bedre og be-holdt vesentlig mer skjærstyrke enn "Buna-N"-gummi som vanligvis benyttes for å belegge kuleforseglere. Disse resultater viser at kuleforseglere fremstilt med tilsvarende polyuretanbelegg stort sett vil virke bedre enn kuleforseglere belagt med "Buna-N"-gummi når de eksponeres for aromatiske opplbsningsmidler såsom xylen som vanligvis benyttes i opplbsnings-stimulerong av oljebrbnner.
Prinsippet i oppfinnelsen og den beste fremgangsmåte som kan anvendes for å benytte prinsippet er beskrevet. Det er underforstått at det som er nevnt foran er illustrerende og at andre fremgangsmåter kan benyttes uten at man.derved fjerner seg fra oppfinnelsens ramme.

Claims (17)

1. Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon som omgir en brbnn med fdring hvor ffiringen har et intervall som er utstyrt med en rekke perforeringer, karakterisert ved at man
(a) forer ned i den nevnte fdring en væske hvori der er suspendert en rekke kuleforseglere hvor de nevnte kuleforseglere har en stbrrelse som er tilpasset til å forsegle de nevnte perforeringer og består av en fast kjerne og et beleggjav polyuretanelastomer, og ved at man (b) forftsetter strommen av nevnte væske inntil minst en del av nevnte perforeringer er for-seglet av de nevnte kuleforseglere.
2. Fremgangsmåte ifblge krav 1, karakterisert ved at de nevnte kuleforseglere har en tetthet som er mindre enn behandlingsvæskens tetthet.
3. Fremgangsmåte ifblge krav 1, karakterisert ved at nevnte behandlingsvæske er en hydrokar-bonvæske og nevnte polyuretanelastomer er en polyester-basert elastomer.
4. Fremgangsmåte ifblge krav 1, karakterisert ved at nevnte behandlingsvæske er en vannholdig væske og polyuretanelastomeren er en polyeter-basert elastomer.
5. Fremgangsmåte ifblge krav 1, karakterisert ved at kuleforseglerne fremstilles med trans- presstbpning av nevnte polyuretanelastomer på nevnte kjerne slik at der dannes et belegg med stort sett jevn tykkelse.
6. Fremgangsmåte ifblge krav 1, karakterisert ved at nevnte kjerne er et syntaktisk skum.
7. Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon som omgir en brbnn med ffiring hvor ffiringen har et intervall som er utstyrt med en rekke perforeringer, karakterisert ved at man (a) forer ned i den nevnte ffiring til nevnte perforerte intervall en rekke kuleforseglere suspendert i en hydrokarbonvæske,hvor nevnte kuleforseglere har en tetthet på mindre enn tettheten av nevnte væske og hvor de har en stbrr-eTse som gjor at de kan forsegle nevnte perforeringer, og hvor nevnte kuleforseglere omfatter en fast kjerne og en polyester-basert polyuretanelastomer, og ved at man (b) fortsetter strbmmen av nevnte væske inntil nevnte kuleforseglere forsegler minst en del av nevnte perforeringer.
8. Fremgangsmåte ifblge krav 7, karakterisert ved at tettheten på kuleforseglerne ligger mellom 0,7 g/cm^ og 1,2 g/cnr5.
9. Fremgangsmåte for en trinnvis behandling av.to lag av en underjordisk formasjon som omgir en brbnnffiring med en rekke perforeringer hvor kuleforseglere suspendert i behandlingsvæsken benyttes til å forsegle deler av de nevnte perforeringer, karakterisert véd at kuleforseglerne omfatter en polyuretanelastomer.
10. Kuleforsegler for å tette perforeringer i en ffiring som trenger gjennom underjordiske formasjoner, karakterisert ved at den omfatter (a) en fast, stiv kjerne, og (b) et polyuretanelastomerbelegg som dekker den nevnte kjernen.
11. Kuleforsegler ifblge kav 10, karakterisert ved at nevnte faste kjerne er et syntaktisk skum.
12. Kuleforsegler ifblge krav 10, karakter i- sert ved at nevnte belegg plaseres på nevnte kjerne ved trans-presstbpning.
13. Kuleforsegler for å tette perforeringer i et brbnn-rbr under innsprøytning av behandlingsvæske i en prosess for å behandle en brbnn, karakterisert ved at den består av en kjerne og et polyuretanbelegg.
14. Kuleforsegler ifblge krav 13, karakterisert ved at nevnte kjerne er polyuretan.
15. Kuleforsegler for å tette perforeringer i en brbnnffiring, karakterisert ved at den består av en taktisk skumkjerne, hvor nevnte syntaktiske skum er et materialsystem som omfatter hule, kuleformede partikler som er dispergert i et bindemiddel og et polyuretanbelegg.
16. Fremgangsmåte ifblge krav 15, karakterisert ved at tettheten i kuleforsegleren varierer mellom 0,70 g/cm^ og 1,2 g/cm^.
17. Kuleforsegler for å tette perforeringer i brbnnffiring, karakterisert ved at den omfatter en kjerne av polymetylpenten og et elastomerbelegg som omfatter polyuretan.
NO792181A 1978-07-03 1979-06-28 Fremgangsmaate ved behandling av broenner NO792181L (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US92141378A 1978-07-03 1978-07-03

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO792181L true NO792181L (no) 1980-01-04

Family

ID=25445393

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO792181A NO792181L (no) 1978-07-03 1979-06-28 Fremgangsmaate ved behandling av broenner

Country Status (10)

Country Link
US (1) US4407368A (no)
AU (1) AU528482B2 (no)
CA (1) CA1114737A (no)
DE (1) DE2924610A1 (no)
FR (1) FR2438152A1 (no)
GB (1) GB2025485B (no)
MX (1) MX153376A (no)
MY (1) MY8500114A (no)
NL (1) NL7905187A (no)
NO (1) NO792181L (no)

Families Citing this family (82)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4410387A (en) * 1980-02-27 1983-10-18 Molded Dimensions Inc. Ball sealers and method of preparation
US4287952A (en) * 1980-05-20 1981-09-08 Exxon Production Research Company Method of selective diversion in deviated wellbores using ball sealers
US4387769A (en) * 1981-08-10 1983-06-14 Exxon Production Research Co. Method for reducing the permeability of subterranean formations
US4505334A (en) * 1983-09-06 1985-03-19 Oil States Industries, Inc. Ball sealer
US4753295A (en) * 1984-11-19 1988-06-28 Exxon Production Research Company Method for placing ball sealers onto casing perforations in a deviated portion of a wellbore
US4702318A (en) * 1986-04-09 1987-10-27 Mobil Oil Corporation Injectivity profile in CO2 injection wells via ball sealers
US4702316A (en) * 1986-01-03 1987-10-27 Mobil Oil Corporation Injectivity profile in steam injection wells via ball sealers
BR8604808A (pt) * 1986-10-03 1988-05-17 Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras Sistema mecanico e processo para diversificacao em operacao de acidificacao de formacoes produtoras de petroleo
GB8715835D0 (en) * 1987-07-06 1987-08-12 Balmoral Group Coating of syntactic articles
US5253709A (en) * 1990-01-29 1993-10-19 Conoco Inc. Method and apparatus for sealing pipe perforations
CA2049974A1 (en) * 1990-01-29 1991-07-30 Larry N. Kendrick Method and apparatus for sealing pipe perforations
DE4206331A1 (de) * 1991-03-05 1992-09-10 Exxon Production Research Co Kugelabdichtungen und verwendung derselben zur bohrlochbehandlung
US5485882A (en) * 1994-10-27 1996-01-23 Exxon Production Research Company Low-density ball sealer for use as a diverting agent in hostile environment wells
US8403037B2 (en) 2009-12-08 2013-03-26 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US9682425B2 (en) * 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US9109429B2 (en) * 2002-12-08 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Engineered powder compact composite material
US9079246B2 (en) * 2009-12-08 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Method of making a nanomatrix powder metal compact
DE102004043948A1 (de) * 2003-09-27 2005-05-25 Dynaenergetics Gmbh & Co. Kg Perforationskanonensystem mit selbstverschließenden Durchschusslöchern
US7066266B2 (en) * 2004-04-16 2006-06-27 Key Energy Services Method of treating oil and gas wells
US7273104B2 (en) * 2004-07-30 2007-09-25 Key Energy Services, Inc. Method of pumping an “in-the-formation” diverting agent in a lateral section of an oil and gas well
US7647964B2 (en) * 2005-12-19 2010-01-19 Fairmount Minerals, Ltd. Degradable ball sealers and methods for use in well treatment
US8714250B2 (en) * 2007-10-18 2014-05-06 Schlumberger Technology Corporation Multilayered ball sealer and method of use thereof
US9212535B2 (en) * 2008-04-15 2015-12-15 Schlumberger Technology Corporation Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers
US8936085B2 (en) 2008-04-15 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation Sealing by ball sealers
US8561696B2 (en) 2008-11-18 2013-10-22 Schlumberger Technology Corporation Method of placing ball sealers for fluid diversion
CA2744068A1 (en) * 2008-11-20 2010-05-27 Udoka Obi Sealing method and apparatus
GB0906541D0 (en) * 2009-04-16 2009-05-20 Brinker Technology Ltd Delivery method and compositions
US9243475B2 (en) 2009-12-08 2016-01-26 Baker Hughes Incorporated Extruded powder metal compact
US10240419B2 (en) 2009-12-08 2019-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat
US8528633B2 (en) 2009-12-08 2013-09-10 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US9127515B2 (en) 2010-10-27 2015-09-08 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix carbon composite
US9227243B2 (en) 2009-12-08 2016-01-05 Baker Hughes Incorporated Method of making a powder metal compact
US9090955B2 (en) 2010-10-27 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal composite
US8631876B2 (en) 2011-04-28 2014-01-21 Baker Hughes Incorporated Method of making and using a functionally gradient composite tool
US9080098B2 (en) 2011-04-28 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Functionally gradient composite article
US9139928B2 (en) 2011-06-17 2015-09-22 Baker Hughes Incorporated Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment
US9707739B2 (en) 2011-07-22 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same
US8783365B2 (en) 2011-07-28 2014-07-22 Baker Hughes Incorporated Selective hydraulic fracturing tool and method thereof
US9643250B2 (en) 2011-07-29 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9833838B2 (en) 2011-07-29 2017-12-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9057242B2 (en) 2011-08-05 2015-06-16 Baker Hughes Incorporated Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate
US9033055B2 (en) 2011-08-17 2015-05-19 Baker Hughes Incorporated Selectively degradable passage restriction and method
US20130048282A1 (en) * 2011-08-23 2013-02-28 David M. Adams Fracturing Process to Enhance Propping Agent Distribution to Maximize Connectivity Between the Formation and the Wellbore
US9856547B2 (en) 2011-08-30 2018-01-02 Bakers Hughes, A Ge Company, Llc Nanostructured powder metal compact
US9109269B2 (en) 2011-08-30 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Magnesium alloy powder metal compact
US9090956B2 (en) 2011-08-30 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Aluminum alloy powder metal compact
US9643144B2 (en) 2011-09-02 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method to generate and disperse nanostructures in a composite material
US9187990B2 (en) 2011-09-03 2015-11-17 Baker Hughes Incorporated Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system
US9133695B2 (en) 2011-09-03 2015-09-15 Baker Hughes Incorporated Degradable shaped charge and perforating gun system
US9347119B2 (en) 2011-09-03 2016-05-24 Baker Hughes Incorporated Degradable high shock impedance material
US9010416B2 (en) 2012-01-25 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Tubular anchoring system and a seat for use in the same
US9068428B2 (en) 2012-02-13 2015-06-30 Baker Hughes Incorporated Selectively corrodible downhole article and method of use
US9605508B2 (en) 2012-05-08 2017-03-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same
US9920585B2 (en) * 2013-05-21 2018-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Syntactic foam frac ball and methods of using same
WO2014189766A2 (en) * 2013-05-21 2014-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Syntactic foam frac ball and methods of using same
US9617841B2 (en) 2013-05-29 2017-04-11 Marvin Boedeker Hydraulic fracturing ball sealers
US9816339B2 (en) 2013-09-03 2017-11-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole
CA2933148C (en) * 2013-12-26 2017-01-10 Kureha Corporation Ball sealer for hydrocarbon resource recovery, method for manufacturing same, and method for treating borehole using same
US10865465B2 (en) 2017-07-27 2020-12-15 Terves, Llc Degradable metal matrix composite
WO2015127174A1 (en) 2014-02-21 2015-08-27 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
US11167343B2 (en) 2014-02-21 2021-11-09 Terves, Llc Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
US9910026B2 (en) 2015-01-21 2018-03-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc High temperature tracers for downhole detection of produced water
US10415344B2 (en) * 2015-02-27 2019-09-17 Schlumberger Technology Corporation Technique and apparatus for using an untethered object to form a seal in a well
US10378303B2 (en) 2015-03-05 2019-08-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tool and method of forming the same
US9567824B2 (en) 2015-04-28 2017-02-14 Thru Tubing Solutions, Inc. Fibrous barriers and deployment in subterranean wells
US10513653B2 (en) 2015-04-28 2019-12-24 Thru Tubing Solutions, Inc. Flow control in subterranean wells
US9816341B2 (en) * 2015-04-28 2017-11-14 Thru Tubing Solutions, Inc. Plugging devices and deployment in subterranean wells
US10233719B2 (en) 2015-04-28 2019-03-19 Thru Tubing Solutions, Inc. Flow control in subterranean wells
US9567826B2 (en) 2015-04-28 2017-02-14 Thru Tubing Solutions, Inc. Flow control in subterranean wells
US9567825B2 (en) 2015-04-28 2017-02-14 Thru Tubing Solutions, Inc. Flow control in subterranean wells
US10641069B2 (en) 2015-04-28 2020-05-05 Thru Tubing Solutions, Inc. Flow control in subterranean wells
US9708883B2 (en) 2015-04-28 2017-07-18 Thru Tubing Solutions, Inc. Flow control in subterranean wells
US10774612B2 (en) 2015-04-28 2020-09-15 Thru Tubing Solutions, Inc. Flow control in subterranean wells
US9745820B2 (en) 2015-04-28 2017-08-29 Thru Tubing Solutions, Inc. Plugging device deployment in subterranean wells
US11851611B2 (en) 2015-04-28 2023-12-26 Thru Tubing Solutions, Inc. Flow control in subterranean wells
US10221637B2 (en) 2015-08-11 2019-03-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding
US10016810B2 (en) 2015-12-14 2018-07-10 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof
US9920589B2 (en) 2016-04-06 2018-03-20 Thru Tubing Solutions, Inc. Methods of completing a well and apparatus therefor
US10760370B2 (en) 2016-12-16 2020-09-01 MicroPlug, LLC Micro frac plug
GB201707552D0 (en) * 2017-05-11 2017-06-28 Qinov8 Uk Sealing element
US10808162B2 (en) 2017-11-17 2020-10-20 Fairmount Santrol Inc. Crush resistant buoyant ball sealers
WO2020081621A1 (en) * 2018-10-18 2020-04-23 Terves Llc Degradable deformable diverters and seals

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2754910A (en) * 1955-04-27 1956-07-17 Chemical Process Company Method of temporarily closing perforations in the casing
US2933136A (en) * 1957-04-04 1960-04-19 Dow Chemical Co Well treating method
US3011197A (en) * 1957-07-18 1961-12-05 Mobay Chemical Corp Pipeline cleaning devices
US3010514A (en) * 1957-10-09 1961-11-28 Socony Mobil Oil Co Inc Oil well cementing
DE1139453B (de) * 1959-12-30 1962-11-15 Dow Chemical Co Verfahren zur Behandlung von Bohrloechern
US3174546A (en) * 1962-08-29 1965-03-23 Pan American Petroleum Corp Method for selectively sealing-off formations
US3437147A (en) * 1967-02-23 1969-04-08 Mobil Oil Corp Method and apparatus for plugging well pipe perforations
GB1319094A (en) 1970-11-18 1973-05-31 Knapp M M M Pipeline pig and associated apparatus
US4102401A (en) * 1977-09-06 1978-07-25 Exxon Production Research Company Well treatment fluid diversion with low density ball sealers
US4139060A (en) * 1977-11-14 1979-02-13 Exxon Production Research Company Selective wellbore isolation using buoyant ball sealers

Also Published As

Publication number Publication date
GB2025485A (en) 1980-01-23
DE2924610A1 (de) 1980-01-24
GB2025485B (en) 1982-09-15
AU528482B2 (en) 1983-04-28
FR2438152B1 (no) 1984-02-03
US4407368A (en) 1983-10-04
NL7905187A (nl) 1980-01-07
MY8500114A (en) 1985-12-31
MX153376A (es) 1986-10-07
AU4802079A (en) 1980-01-10
FR2438152A1 (fr) 1980-04-30
CA1114737A (en) 1981-12-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO792181L (no) Fremgangsmaate ved behandling av broenner
US3297092A (en) Casing patch
NO860137L (no) Belagt roerledning.
NO346607B1 (no) Oljefeltapparat og metode som er omfattende svellbare elastomerer
NO337100B1 (no) Sementblanding og fremgangsmåte for å tette i en borebrønn
WO1994012820A1 (en) An offshore pipeline insulated with a cementitious coating
NO318614B1 (no) Fremgangsmate omfattende bruk av en tilsatsherdende, romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning ved bronnkonstruksjon, -reparasjon og/eller -stenging.
AU2010240542A1 (en) Well tubular, coating system and method for oilfield applications
NO742380L (no)
US20170356269A1 (en) Composite swellable packer material
US2180695A (en) Pipe coupling assembly and the method of making the same
NO347798B1 (no) Borehullforseglingssystem som anvender sementaktivert materiale og fremgangsmåte for borehullforsegling
CA2405367A1 (en) Thermal insulation material for subsea equipment
US1297305A (en) Tank.
US3087515A (en) Impermeable barrier in cement lined pipe
US6365268B1 (en) Deep sea insulation material
US3491182A (en) Method of joining together lengths of pipe
US2383089A (en) Device for the construction of tight flange joints in lined apparatus
US3837899A (en) Method of coating the interior surface of a metal vessel and the coated vessel
RU2528695C1 (ru) Бестраншейный способ нанесения изоляции на внутреннюю поверхность трубопровода
US3402742A (en) Pipe coating methods and coated pipe
US2031505A (en) Container for explosives
JP2013538905A (ja) 圧力抵抗性材料およびこのような材料を製造するための方法
US2108722A (en) Laminated corrosion resistant structure
EP1070906A1 (en) Deep sea insulation material