SA519410212B1 - مائع معالجة بئر بحمض فولفيك - Google Patents
مائع معالجة بئر بحمض فولفيك Download PDFInfo
- Publication number
- SA519410212B1 SA519410212B1 SA519410212A SA519410212A SA519410212B1 SA 519410212 B1 SA519410212 B1 SA 519410212B1 SA 519410212 A SA519410212 A SA 519410212A SA 519410212 A SA519410212 A SA 519410212A SA 519410212 B1 SA519410212 B1 SA 519410212B1
- Authority
- SA
- Saudi Arabia
- Prior art keywords
- fluid
- gel
- well
- agent
- formation
- Prior art date
Links
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 title claims abstract description 65
- PUKLDDOGISCFCP-JSQCKWNTSA-N 21-Deoxycortisone Chemical compound C1CC2=CC(=O)CC[C@]2(C)[C@@H]2[C@@H]1[C@@H]1CC[C@@](C(=O)C)(O)[C@@]1(C)CC2=O PUKLDDOGISCFCP-JSQCKWNTSA-N 0.000 title claims abstract description 31
- FCYKAQOGGFGCMD-UHFFFAOYSA-N Fulvic acid Natural products O1C2=CC(O)=C(O)C(C(O)=O)=C2C(=O)C2=C1CC(C)(O)OC2 FCYKAQOGGFGCMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 31
- 239000002509 fulvic acid Substances 0.000 title claims abstract description 31
- 229940095100 fulvic acid Drugs 0.000 title claims abstract description 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 469
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 173
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 143
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 139
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 47
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 44
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 38
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 33
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 25
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 23
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 15
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 claims description 13
- 208000000260 Warts Diseases 0.000 claims description 4
- 201000010153 skin papilloma Diseases 0.000 claims description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 3
- WJYVXARRCUTRBW-HNNXBMFYSA-N (3s)-3-[[6-[[[3-(acetylsulfamoyl)phenyl]sulfonylamino]methyl]pyridine-3-carbonyl]amino]-4-oxobutanoic acid Chemical compound CC(=O)NS(=O)(=O)C1=CC=CC(S(=O)(=O)NCC=2N=CC(=CC=2)C(=O)N[C@@H](CC(O)=O)C=O)=C1 WJYVXARRCUTRBW-HNNXBMFYSA-N 0.000 claims 1
- 241000511343 Chondrostoma nasus Species 0.000 claims 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 claims 1
- 101150107341 RERE gene Proteins 0.000 claims 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 129
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 120
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 60
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 38
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 34
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 28
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 24
- 239000000463 material Substances 0.000 description 24
- -1 oxygen radicals Chemical class 0.000 description 24
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 22
- 230000008569 process Effects 0.000 description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 18
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 16
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 15
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 14
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 14
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 13
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 11
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 11
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 11
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 10
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 9
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 8
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 7
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 6
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 6
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 6
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 6
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 6
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 5
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 5
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 5
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 5
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L calcium carbonate Substances [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 4
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 4
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 4
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 4
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 3
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 3
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 3
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 3
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 3
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 3
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 3
- 229940049920 malate Drugs 0.000 description 3
- BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N malic acid Chemical compound OC(=O)C(O)CC(O)=O BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 3
- VAHZZVZUWSQUPV-UHFFFAOYSA-J 2-[bis(2-hydroxyethyl)amino]ethanol 2-hydroxypropanoate zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.OCCN(CCO)CCO VAHZZVZUWSQUPV-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 2
- LYPJRFIBDHNQLY-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxypropanoate;zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O LYPJRFIBDHNQLY-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 2
- ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 5-hydroxy-2,8,9-trioxa-1-aluminabicyclo[3.3.2]decane-3,7,10-trione Chemical compound [Al+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WFDIJRYMOXRFFG-UHFFFAOYSA-N Acetic anhydride Chemical compound CC(=O)OC(C)=O WFDIJRYMOXRFFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000723382 Corylus Species 0.000 description 2
- 235000001543 Corylus americana Nutrition 0.000 description 2
- 235000007466 Corylus avellana Nutrition 0.000 description 2
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 2
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 2
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 2
- SHZGCJCMOBCMKK-JFNONXLTSA-N L-rhamnopyranose Chemical group C[C@@H]1OC(O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H]1O SHZGCJCMOBCMKK-JFNONXLTSA-N 0.000 description 2
- YUGZHQHSNYIFLG-UHFFFAOYSA-N N-phenylcarbamic acid [2-[anilino(oxo)methoxy]-3-(1-piperidinyl)propyl] ester Chemical compound C1CCCCN1CC(OC(=O)NC=1C=CC=CC=1)COC(=O)NC1=CC=CC=C1 YUGZHQHSNYIFLG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 2
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 2
- 206010039509 Scab Diseases 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 2
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 2
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 2
- 210000004556 brain Anatomy 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- RYYVLZVUVIJVGH-UHFFFAOYSA-N caffeine Chemical compound CN1C(=O)N(C)C(=O)C2=C1N=CN2C RYYVLZVUVIJVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 229940088598 enzyme Drugs 0.000 description 2
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 2
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 2
- NAQMVNRVTILPCV-UHFFFAOYSA-N hexane-1,6-diamine Chemical compound NCCCCCCN NAQMVNRVTILPCV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 239000001341 hydroxy propyl starch Substances 0.000 description 2
- 235000013828 hydroxypropyl starch Nutrition 0.000 description 2
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 2
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 2
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 2
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 2
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 2
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 description 1
- KJPRLNWUNMBNBZ-QPJJXVBHSA-N (E)-cinnamaldehyde Chemical compound O=C\C=C\C1=CC=CC=C1 KJPRLNWUNMBNBZ-QPJJXVBHSA-N 0.000 description 1
- RYSXWUYLAWPLES-MTOQALJVSA-N (Z)-4-hydroxypent-3-en-2-one titanium Chemical compound [Ti].C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O RYSXWUYLAWPLES-MTOQALJVSA-N 0.000 description 1
- HBXWUCXDUUJDRB-UHFFFAOYSA-N 1-octadecoxyoctadecane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCOCCCCCCCCCCCCCCCCCC HBXWUCXDUUJDRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-aminoethoxy)ethanol Chemical compound NCCOCCO GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XHHXXUFDXRYMQI-UHFFFAOYSA-N 2-[bis(2-hydroxyethyl)amino]ethanol;titanium Chemical compound [Ti].OCCN(CCO)CCO XHHXXUFDXRYMQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UTCHNZLBVKHYKC-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxy-2-phosphonoacetic acid Chemical compound OC(=O)C(O)P(O)(O)=O UTCHNZLBVKHYKC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001763 2-hydroxyethyl(trimethyl)azanium Substances 0.000 description 1
- MSYNCHLYGJCFFY-UHFFFAOYSA-B 2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate;titanium(4+) Chemical compound [Ti+4].[Ti+4].[Ti+4].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O MSYNCHLYGJCFFY-UHFFFAOYSA-B 0.000 description 1
- ZFQCFWRSIBGRFL-UHFFFAOYSA-B 2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate;zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].[Zr+4].[Zr+4].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O ZFQCFWRSIBGRFL-UHFFFAOYSA-B 0.000 description 1
- FGPHQIYXQSWJHV-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxypropanoate N-propan-2-ylpropan-2-amine zirconium(4+) Chemical class [Zr+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(C)NC(C)C FGPHQIYXQSWJHV-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- AIFLGMNWQFPTAJ-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxypropanoate;titanium(4+) Chemical compound [Ti+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O AIFLGMNWQFPTAJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- UZMWGUPXTOYUFT-UHFFFAOYSA-L 2-hydroxypropanoate;zirconium(2+);acetate Chemical compound [Zr+2].CC([O-])=O.CC(O)C([O-])=O UZMWGUPXTOYUFT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- LVDKZNITIUWNER-UHFFFAOYSA-N Bronopol Chemical compound OCC(Br)(CO)[N+]([O-])=O LVDKZNITIUWNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 1
- 229920001661 Chitosan Polymers 0.000 description 1
- 235000019743 Choline chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000005749 Copper compound Substances 0.000 description 1
- SHZGCJCMOBCMKK-UHFFFAOYSA-N D-mannomethylose Natural products CC1OC(O)C(O)C(O)C1O SHZGCJCMOBCMKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940123457 Free radical scavenger Drugs 0.000 description 1
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 1
- IAJILQKETJEXLJ-UHFFFAOYSA-N Galacturonsaeure Natural products O=CC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O IAJILQKETJEXLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101710132438 Gelation factor Proteins 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- LPHGQDQBBGAPDZ-UHFFFAOYSA-N Isocaffeine Natural products CN1C(=O)N(C)C(=O)C2=C1N(C)C=N2 LPHGQDQBBGAPDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNNNRSAQSRJVSB-UHFFFAOYSA-N L-rhamnose Natural products CC(O)C(O)C(O)C(O)C=O PNNNRSAQSRJVSB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TTZMPOZCBFTTPR-UHFFFAOYSA-N O=P1OCO1 Chemical compound O=P1OCO1 TTZMPOZCBFTTPR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108010067035 Pancrelipase Proteins 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PFZCZKYOFNEBAM-UHFFFAOYSA-N [Fe].[Sr] Chemical compound [Fe].[Sr] PFZCZKYOFNEBAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LLJZKKVYXXDWTB-UHFFFAOYSA-N acetic acid;sodium Chemical compound [Na].[Na].CC(O)=O LLJZKKVYXXDWTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 125000002252 acyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- IAJILQKETJEXLJ-QTBDOELSSA-N aldehydo-D-glucuronic acid Chemical compound O=C[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)C(O)=O IAJILQKETJEXLJ-QTBDOELSSA-N 0.000 description 1
- 229930013930 alkaloid Natural products 0.000 description 1
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003868 ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052925 anhydrite Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 229940058905 antimony compound for treatment of leishmaniasis and trypanosomiasis Drugs 0.000 description 1
- 150000001463 antimony compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000003078 antioxidant effect Effects 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- GDFLGQIOWFLLOC-UHFFFAOYSA-N azane;2-hydroxypropanoic acid;titanium Chemical compound [NH4+].[Ti].CC(O)C([O-])=O GDFLGQIOWFLLOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OVEZDTNCPTWFQR-UHFFFAOYSA-L azanium potassium sodium trichloride Chemical compound [NH4+].[Na+].[Cl-].[Cl-].[Cl-].[K+] OVEZDTNCPTWFQR-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- HGHPQUIZVKPZEU-UHFFFAOYSA-N boranylidynezirconium Chemical compound [B].[Zr] HGHPQUIZVKPZEU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960001948 caffeine Drugs 0.000 description 1
- VJEONQKOZGKCAK-UHFFFAOYSA-N caffeine Natural products CN1C(=O)N(C)C(=O)C2=C1C=CN2C VJEONQKOZGKCAK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HHSPVTKDOHQBKF-UHFFFAOYSA-J calcium;magnesium;dicarbonate Chemical compound [Mg+2].[Ca+2].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O HHSPVTKDOHQBKF-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 229910052923 celestite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 1
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000731 choleretic agent Chemical class 0.000 description 1
- 230000001989 choleretic effect Effects 0.000 description 1
- SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M choline chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCO SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960003178 choline chloride Drugs 0.000 description 1
- 150000001845 chromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229940117916 cinnamic aldehyde Drugs 0.000 description 1
- KJPRLNWUNMBNBZ-UHFFFAOYSA-N cinnamic aldehyde Natural products O=CC=CC1=CC=CC=C1 KJPRLNWUNMBNBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 229910021540 colemanite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001246 colloidal dispersion Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 150000001880 copper compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229940092125 creon Drugs 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- HDFXRQJQZBPDLF-UHFFFAOYSA-L disodium hydrogen carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].OC([O-])=O.OC([O-])=O HDFXRQJQZBPDLF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N dtpmp Chemical compound OP(=O)(O)CN(CP(O)(O)=O)CCN(CP(O)(=O)O)CCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229940097043 glucuronic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 125000004836 hexamethylene group Chemical group [H]C([H])([*:2])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[*:1] 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 150000002506 iron compounds Chemical class 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
- 235000015110 jellies Nutrition 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940001447 lactate Drugs 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000001570 methylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])[*:2] 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 description 1
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000011238 particulate composite Substances 0.000 description 1
- 210000004303 peritoneum Anatomy 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L peroxydisulfate Chemical class [O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- MEUIIHOXOWVKNP-UHFFFAOYSA-N phosphanylformic acid Chemical compound OC(P)=O MEUIIHOXOWVKNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 1
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 1
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 235000015497 potassium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000028 potassium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011736 potassium bicarbonate Substances 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011181 potassium carbonates Nutrition 0.000 description 1
- TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M potassium hydrogencarbonate Chemical compound [K+].OC([O-])=O TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- PFMVLFSAAABWQD-UHFFFAOYSA-M potassium;octadecyl sulfate Chemical compound [K+].CCCCCCCCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O PFMVLFSAAABWQD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- PYJBVGYZXWPIKK-UHFFFAOYSA-M potassium;tetradecanoate Chemical compound [K+].CCCCCCCCCCCCCC([O-])=O PYJBVGYZXWPIKK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- WHGBPBQHEFZYHO-UHFFFAOYSA-N sodium hypochlorous acid hypochlorite Chemical compound [Na+].OCl.[O-]Cl WHGBPBQHEFZYHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- DAJSVUQLFFJUSX-UHFFFAOYSA-M sodium;dodecane-1-sulfonate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCS([O-])(=O)=O DAJSVUQLFFJUSX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 description 1
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 1
- 150000004044 tetrasaccharides Chemical class 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- VXYADVIJALMOEQ-UHFFFAOYSA-K tris(lactato)aluminium Chemical compound CC(O)C(=O)O[Al](OC(=O)C(C)O)OC(=O)C(C)O VXYADVIJALMOEQ-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003752 zinc compounds Chemical class 0.000 description 1
- PLQYNMNMYVUVHC-UHFFFAOYSA-F zirconium(4+) tetracarbonate Chemical compound [Zr+4].[Zr+4].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O PLQYNMNMYVUVHC-UHFFFAOYSA-F 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
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/725—Compositions containing polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
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)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
يتعلق الاختراع الحالي بطريقة معالجة بئر treating a well تشتمل على إدخال مائع معالجة بئر أساسه مائي aqueous-based well treatment fluid في البئر ومعالجة البئر باستخدام مائع معالجة البئر well treatment fluid. يتضمن مائع معالجة البئر مائع قاعدي مائي aqueous base fluid ، وعامل معالجة treating agent. يشتمل عامل المعالجة على حمض فولفيك fulvic acid. في أحد التجسيدات، يعمل عامل المعالجة في صورة مثبط تَكَوّن قشور. في تجسيد آخر، يعمل عامل المعالجة treating agent في صورة مثبط هلام gel stabilizer. على سبيل المثال، يمكن أن تكون الطريقة عبارة عن طريقة لتصديع تكوين جوفي subterranean formation. على سبيل المثال، يمكن أن تكون الطريقة عبارة عن طريقة لتكوين حشوة حصى في بئر gravel pack. يتم توفير مائع معالجة بئر أساسه مائي أيضًا. شكل 1.
Description
مائع معالجة بئر بحمض فولفيك Fulvic Acid Well Treatment Fluid الوصف الكامل
خلفية الاختراع
يتم استخدام موائع معالجة well treatment fluids idl التي أساسها مائي في مجموعة متنوعة
من التطبيقات في مجال التنقيب عن النفط والغاز. تتضمن الأمثلة على موائع معالجة البئر التي aqueous— Jl موائع حفر أساسها aqueous—-based well treatment fluids أساسها مائي
drilling fluids 5 08560 موائع حث Ly)stimulation fluids في ذلك موائع 86102179 وتصديع
gravel (بما في ذلك موائع الحشو بالحصى completion fluids إكمال «ise «(fracturing
(packing fluids وموائع الصيانة. تتفاوت مكونات محددة لموائع معالجة i التي أساسها مائي
بدرجة كبيرة بناءة على نوع المائع والتطبيق المحدد.
يكون مكون يستخدم غالبًا في موائع معالجة jill التي أساسها مائي aqueous-based well treatment fluids 0 عبارة عن مثبط 0385 القشور. على سبيل المثال؛ يتم في الغالب إضافة مثبطات
35( القشور إلى موائع معالجة البئر التي أساسها مائي لتثبيط 36 القشور (على سبيل المثال؛
رواسب معدنية) على أسطح (wellbore jill sya التكوينات المخترقة بواسطة حفرة البثر والمعدات
المستخدمة بالاشتراك مع Ally ll تتضمن؛ ولكن لا تقتصر (le أسطح صخور التكوين
surfaces of formation rock صدوع التكوين formation fractures حشوات من مادة حشو دعمي proppant packs متكونة في البثرء ثقوب حفرة البثر «wellbore perforations
التغليف casing سلاسل أنابيب التشغيل (work strings أنابيب الإنتاج «production tubing
الصمامات valves والمضخات 000105. يمكن لتراكم القشور على الأسطح أني يعيق أو يمنع
تدفق المائع ويمكن أن يقلل Load من الإنتاج أثناء طور الإنتاج الخاص بالبئر.
يكون نوع آخر من المكونات يستخدم غالبًا في موائع well treatment fluids ill dallas عبارة 0 عن عامل تكوين هلام بوليمري polymer gelling agent على سبيل المثال؛ غالبًا ما تتم إضافة
عوامل تكوين الهلام البوليمرية إلى موائع معالجة البئر التي أساسها مائي aqueous-based
well treatment fluids لزيادة اللزوجة وتعديل انسيابية الموائع دون تغيير الخواص الأخرى للموائع. يمكن ريط أغلب عوامل تكوين الهلام البوليمرية polymer gelling agents تشابكيًا لزيادة لزوجة موائع معالجة البثر بدرجة أكبر. من المهم بوجه عام أن يحتفظ مائع معالجة all الهلامي بلزوجته حتى انتهاء المعالجة المرغوب فيها. بمجرد انتهاء المعالجة المرغوب فيها؛ يمكن السماح بكسر الهلام الذي تم تكوينه بواسطة عامل تكوين الهلام أو التسبب في كسره لخفض لزوجة المائع والسماح بإزالة المائع بسهولة أكبر من البئر. مع الأسف؛ Ge ما تصبح أنواع الهلام البوليمرية في موائع معالجة البئر التي أساسها مائي aqueous-—based well treatment fluids غير ثابتة وتتحلل عندما تصل درجة الحرارة في البثر إلى مستوى معين (على سبيل المثال» عندما ترتفع درجة الحرارة في البثر إلى93.33 درجة 0 مثوية وأعلى). على سبيل المثال» عند درجات حرارة تبلغ93.33 درجة مئوية وأعلى؛ يمكن أن يبدأ الأكسجين في تحرير شقوق الأكسجين وهو ما يمكن أن ينتج عنه تحلل عامل تكوين الهلام البوليمري (polymer gelling agent وكنتيجة لذلك؛ غالبًا ما تتم إضافة مثبتات الهلام إلى موائع معالجة البثر التي أساسها مائي well treatment fluids 806015-08560 التي تشتمل على عوامل تكوين الهلام البوليمرية polymer gelling agents لزيادة ثبات أنواع الهلام عند درجات الحرارة 5 الأعلى. عند حفر بثرء يتم تدوير مائع حفر أساسه مائي aqueous-—based drilling fluid (على Jaws (JU طين حفر أساسه مائي (aqueous-based drilling mud نمطيًا من السطح عبر سلسلة أنابيب الحفر drill string ولقمة الحفر drill bit ويعود إلى السطح عبر الحيز الحلقي annulus بين سلسلة أنابيب الحفر وجدار ثقب الحفر wall 6ا001800. يعمل مائع eal) على سبيل المثال» 0 على caps تزليق ودعم لقمة الحفر (drill bit إزالة مستخرجات الحفر من حفرة wellbore fll التحكم في معدلات ضغط التكوين» والحفاظ على ثبات حفرة البثر. على سبيل المثال؛ تتم إضافة مثبطات تَكَوْن القشور إلى موائع الحفر التي أساسها مائي لمنع تَكَوَن القشور في سلسلة أنابيب الحفر drill string ومعدات الحفر. على سبيل المثال؛ تتم إضافة عوامل تكوين الهلام البوليمرية polymer gelling agents إلى موائع حفر أساسها aqueous— Jl
based drilling fluids لزيادة لزوجة الموائع. تساعد زيادة لزوجة الموائع في تعليق ومنع ترسيب
عوامل (JR فتات الحفر والمكونات الأخرى به.
في عملية تصديع هيدروليكي؛ يتم ضخ مائع تصديع أساسه مائي في تكوين جوفي عند ضغط
كافٍ لبدء أو مد واحد أو أكثر من الصدوع في التكوين. يتم وضع دقائق الحشو الدعمي في الصدع (الصدوع) للحفاظ على الصدع (الصدوع) مفتوحًا فور تحرير الضغط الهيدروليكي المسلط على
التكوين. يوفر الصدع المدعوم الناتج واحدة أو أكثر من القنوات الموصلة التي يمكن أن تتدفق من
خلالها الموائع في التكوين من التكوين إلى حفرة البثر wellbore
على سبيل المثال؛ تتم إضافة مثبطات تَكَوّن القشور إلى موائع تكوين الصدوع التي أساسها مائي
لوضع مثبط 350( القشور في مصفوفة التكوين لخلطه aa مع الموائع المنتجة. يتمثل الهدف؛ على
0 سبيل المثال» أن يقوم الماء الذي يتحرك خلال الخزان نحو حفرة wellbore jill بإذابة كمية كافية من مثبط تَكَوْن القشور لتثبيط 588 القشور في أنابيب الإنتاج production tubing على سبيل المثال؛ تتم إضافة عوامل تكوين الهلام البوليمرية polymer gelling agents إلى موائع التصديع التي أساسها مائي لزيادة لزوجته. تسهل زيادة لزوجة موائع التصديع تكوين الصدوع وتساعد في تعليق ومنع ترسيب دقائق الحشو الدعمي في مائع التصديع.
15 في عملية حشو بالحصى (gravel pack operation يتم تركيب حشوة حصى قرب فاصل الإنتاج غير المترابط أو المترابط بشكل حر لتخفيف إنتاج المواد الدقائقية الناعمة نسبيًا (مثل الرمل) أثناء طور الإنتاج. على سبيل المثال؛ إن لم يتم التحكم فيه يمكن أن يتسبب الرمل المنتج أو المادة الدقائقية particulate material الأخرى في البري بالحك للمكونات في Lal بالإضافة إلى ذلك؛ يمكن أن تسد المادة الدقائقية البثرء مما يخلق الحاجة إلى صيانة مكثفة. (La إذا تم إنتاج المادة
0 الدقائقية particulate material على السطح؛ يلزم lhl من الموائع الهيدروكريونية hydrocarbon fluids المنتجة. في عملية حشو بالحصى gravel pack operation نمطية؛ يتم إنزال غريال للتحكم في الرمل في حفرة البئثر wellbore على سلسلة تشغيل إلى موضع مرغوب فيه قرب فاصل الإنتاج محل الاهتمام. يتم عندئذٍ ضخ مائع حشو بالحصى أساسه مائي يحتوي على سائل قاعدي ومادة دقائقية كبيرة Baus
معروفة في المجال كحصى (على سبيل المثال؛ رمل كبير الحبيبات) أسفل سلسلة التشغيل لوضع الحصى في الحيز الحلقي annulus بين Ju التحكم في الرمل والتكوين أو التغليف casing لتثبيط تدفق الدقائق من جزء من التكوين إلى حفرة wellbore jill يتدفق السائل القاعدي Bld الحشو بالحصى إما في التكوين أو يعود إلى السطح بواسطة التدفق عبر غربال التحكم في الرمل أو كليهما. في أي من الحالتين؛ يتم ترسيب الحصى بشكل متحد المركز حول Jug التحكم في الرمل لتكوين حشوة حصىء شديدة التنفيذ لتدفق الموائع الهيدروكريونية hydrocarbon fluids ومع ذلك تمنع تدفق المادة الدقائقية particulate material المحمولة بواسطة الموائع الهيدروكربونية. وكنتيجة لذلك؛ يمكن أن تمنع عمليات الحشو بالحصى بنجاح المشكلات التي تصاحب إنتاج الرمل
والمادة الدقائقية الأخرى من التكوين.
0 على سبيل المثال؛ يتم في الغالب إضافة مثبطات 55( القشور إلى موائع الحشو بالحصى التي أساسها مائي حتى لا يحث انسداد بمنخل التحكم في الرمل بسبب تَكَوْنِ القشور عليه ولوضع مثبط تَكَوْن في مصفوفة التكوين لخلطه لاحقًا مع الموائع المنتجة. على سبيل المثال؛ يمكن أن تحتوي موائع الحشو بالحصى على محاليل براين ثقيلة يمكن أن تساهم في G35 القشور. على سبيل Jal تتم إضافة عوامل تكوين الهلام البوليمرية polymer gelling agents إلى موائع الحشو بالحصى
5 التي أساسها مائي لزيادة لزوجة الموائع. تساعد زيادة لزوجة موائع الحشو بالحصى في تعليق ومنع ترسيب الحصى في المائع. في ضوءٍ الاستخدام الشائع لمثبطات تَكُوْن القشور ومثبتات الهلام في موائع معالجة A التي أساسها caqueous—based well treatment fluids Fle توجد حاجة إلى مثبطات تَكَوْن قشور ومثبتات هلام جديدة والتي لها خواص محسنة.
0 تكشف البراءة الأمريكية 9 عن طريقة لمعالجة تكوين جوفي subterranean 007 تشتمل على: إدخال مائع معالجة أول «yi first treatment fluid حيث يشتمل ale المعالجة الأول على مائع قاعدي base fluid ومثبط تكون قشور ¢scale inhibitor وإدخال مائع معالجة ثانٍ second treatment fluid في yl) ¢ حيث يشتمل مائع المعالجة الثاني على مائع قاعدي وعامل تغيير السطح surface modification agent ؛ حيث يكون عامل تغير
السطح Sle عن مادة بولي أميد معدلة غير آلفة للماء hydrophobically modified .polyamide تتعلق البراءة الأمريكية 2011240131 بتثبيط تكوّن القشور أو تكوّن الرواسب في خطوط تدفق حقل النفط ومعدات المعالجة المعرضة للموائع المحتوية على مكونات تكون قشورًا أو ترسبات على أسطح خطوط تدفق حقل النفط ومعدات المعالجة. تتعلق البراءة الأمريكية 2016102237 بطرق خدمة حفرة all ©1003ا107/6. وبشكل أكثر تحديدًا ؛ تتعلق بطرق معالجة حفرة البثر treating 8 wellbore باستخدام مادة مضافة لفقد المائع. تتعلق البراءة الأمريكية 2009143258 بالطرق والتركيبات التي قد تكون مفيدة في معالجة التكوينات الجوفية treating subterranean formations ؛ وبشكل أكثر تحديدًاء الطرق والتركيبات التى 0 .قد تكون مفيدة لتثبيط تكون القشور و/أو التفاعل ما بعدي على الأسطح المعدنية الموجودة أو الموضوعة فى تكوينات جوفية .subterranean formations تتعلق البراءة الدولية 2016053288 بشكل عام بطرق معالجة تكوين جوفي subterranean 7 باستخدام عامل استخلابي حمضي صلب .solid acid chelating agent الوصف العام للاختراع 5 توفر نماذج الاختراع Jal طريقة لمعالجة بئر creating a well تشتمل على: إدخال مائع معالجة بئر well treatment fluid أساسه مائي في jal ومعالجة البئثر بمائع معالجة البثر well Cus treatment fluid يتضمن مائع well treatment fluid all dallas المذكور: مائع قاعدي مائي taqueous base fluid و عامل معالجة treating agent حيث يشتمل عامل المعالجة treating agent المذكور على حمض فولفيك fulvic acid ينص جانب AT للاختراع على أن عامل المعالجة المذكور يحتوي على حمض الفولفيك ؛ ويوجد عامل المعالجة treating agent المذكور في مائع well treatment fluid all dallas المذكور
بكمية تتراوح من sa 0.01198 كيلوجرام/لتر إلى Ysa 119.8264 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي caqueous base fluid وكذلك يعمل عامل المعالجة treating agent المذكور في صورة مثبط تَكُوْن قشور inhibitor 50816 ويوجد في مائع معالجة البثر well treatment fluid المذكور بكمية كافية لتثبيط تَكَوْن القشور على سطح واحد على الأقل مرتبط بالبئر.
ينص جانب آخر من الاختراع على أن مائع معالجة البثر يشتمل على كذلك على عامل تكوين هلام بوليمري polymer gelling agent يوجد في مائع well treatment fluid ull dallas المذكور بكمية كافية لتكوين هلام وزيادة لزوجة مائع dallas البئر well treatment fluid المذكور؛ وحيث يعمل عامل المعالجة treating agent المذكور كمثبت هلام ويوجد في مائع معالجة البثر well treatment fluid المذكور بكمية كافية تثبيت الهلام المذكور.
0 ينص جانب آخر للاختراع على أن عامل المعالجة يعمل أيضًا في صورة مثبط 35( قشور scale inhibitor ويوجد في مائع معالجة well treatment fluid ill المذكور بكمية كافية لتثبيط تَكُوّن القشور على سطح واحد على الأقل مرتبط بالبثر وتثبيط الهلام المذكور. ينص جانب آخر للاختراع على أنه يتم اختيار عامل تكوين الهلام المذكور من مجموعة مركبات Js سكاريد «polysaccharides عوامل تكوين هلام أساسها أكربلاميد acrylamide—based
zea gelling agents 5 الغوار guar مشتقات صمغ الغوار +908» سيلولوز «cellulose مشتقات سيلولوز cellulose derivatives زانثان xanthan دايوتان ddiutan هيدروكسى بروبيل سيلولوز فوسفات hydroxypropyl cellulose phosphate هيدروكسي بروبيل نشا فوسفات chydroxypropyl starch phosphate عوامل تكوين هلام بوليمرية تخليقية synthetic polymer gelling agents وتوليفات منها.
20 ينص جانب آخر للاختراع على أن سائل معالجة البثر well treatment fluid المذكور يشتمل Ua على عامل لتكسير الهلام .gel breaker ينص جانب Al للاختراع على طريقة لتصديع تكوين جوفي fracturing a subterranean formation تشتمل على:
توفير مائع تكوين صدوع (fracturing fluid حيث يتضمن مائع تكوين الصدوع fracturing fluid المذكور : مائع قاعدي مائي taqueous base fluid عامل معالجة treating agent حيث يشتمل عامل المعالجة treating agent المذكور على حمض فولفيك ¢fulvic acid مجموعة من دقائق الحشو الدعمى ¢proppant particulates ضخ مائع تكوين الصدوع fracturing fluid المذكور خلال حفرة البثر wellbore داخل التكوين عند ضغط أعلى من درجة ميل الصدع الخاصة بالتكوين للحصول على صدع في التكوين. وضع دقائق الحشو الدعمي particulates 01000801 في الصدع؛ و 0 إيقاف ضخ مائع تكوين الصدوع fracturing fluid في التكوين. ينص جانب آخر للاختراع على أن عامل المعالجة المذكور يحتوي على حمض الفولفيك. ينص جانب AT للاختراع على أن عامل المعالجة treating agent المذكور يوجد في مائع تكوين الصدوع أن fracturing المذكور بكمية تتراوح من حوالي0.01198 كيلوجرام/لتر إلى حوالي119.8264 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي .aqueous base fluid ينص جانب AT للاختراع على أن عامل المعالجة المذكور يعمل في صورة مثبط 36 قشور scale inhibitor ويوجد في مائع تكوين الصدوع fracturing fluid المذكور بكمية كافية لتثبيط تَكَوْن القشور على سطح واحد على الأقل مرتبط بالبئر. ينص جانب آخر للاختراع على أن مائع التكسير المذكور يشتمل أيضًا على عامل تكوين هلام بوليمري polymer gelling agent يوجد في مائع تكوين الصدوع fracturing fluid المذكور 0 بكمية كافية لتكوين هلام وزيادة لزوجة مائع معالجة البئر well treatment fluid المذكور؛ وحيث يعمل عامل المعالجة treating agent المذكور كمثبت هلام ويوجد في مائع تكوين الصدوع المذكور بكمية كافية تثبيت الهلام المذكور.
ينص جانب AT للاختراع على أن عامل المعالجة المذكور يعمل أيضًا في صورة مثبط 1385( قشور scale inhibitor ويوجد في مائع تكوين الصدوع fracturing fluid المذكور بكمية كافية لتثبيط تَكَوْن القشور على سطح واحد على الأقل مرتبط بالبئر وتثبيط الهلام المذكور. ينص جانب آخر للاختراع على طريقة لتكوين حشوة حصوية في Gus «phy تشتمل على: توفير مائع حشو بالحصى (gravel packing fluid حيث يتضمن مائع الحشو بالحصى gravel
fluid و00ا80م: مائع قاعدي مائي taqueous base fluid عامل معالجة treating agent حيث يشتمل عامل المعالجة treating agent المذكور على حمض فولفيك ¢fulvic acid و
0 الحصى؛ ضخ مائع الحشو بالحصى gravel packing fluid المذكور في all وضع الحصى حول Jue للتحكم في الرمل لتكوين حشوة حصى قرب فاصل إنتاج يحتوي على المادة الدقائقية ¢particulate material و إيقاف ضخ مائع الحشو بالحصى gravel packing fluid المذكور في wellbore ull ses
5 المذكورة. ينص جانب آخر للاختراع على أن عامل المعالجة المذكور يحتوي على حمض الفولفيك. ينص جانب al للاختراع على أن الطريقة تشتمل على الخطوة ؛ قبل وضع الحصى حول Jue للتحكم في الرمل» وضع Jl للتحكم في الرمل قرب فاصل الإنتاج الذي يحتوي على المادة الدقائقية particulate material
20 ينص جانب آخر للاختراع على أن عامل المعالجة المذكور موجود في في wile الحشو بالحصى gravel packing fluid المذكور بكمية تتراوح من حوالي0.01198 كيلوجرام/لتر إلى حوالي119.8264 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي .aqueous base fluid
— 0 1 — ينص جانب AT للاختراع على أن عامل المعالجة المذكور يعمل في صورة مثبط 36 قشور Scale inhibitor ويوجد في مائع الحشو بالحصى gravel packing fluid المذكور بكمية كافية لتثبيط 386( القشور على سطح واحد على الأقل مرتبط بالبئر. ينص جانب AT للاختراع على أن مائع الحشو بالحصى gravel packing fluid المذكور يشتمل كذلك على عامل تكوين هلام بوليمري polymer gelling agent يوجد في مائع الحشو بالحصى gravel packing fluid المذكور بكمية كافية لتكوين هلام وزيادة لزوجة مائع dallas البئر well treatment fluid المذكور؛ وحيث يعمل عامل المعالجة treating agent المذكور كمثبت هلام dag في مائع الحشو بالحصى gravel packing fluid المذكور بكمية كافية تثبيت الهلام المذكور. 0 ينص جانب آخر للاختراع على أن مائع الحشو بالحصى gravel packing fluid يتم ضخه في Hull المذكورة باستخدام واحدة أو أكثر من المضخات pumps ينص جانب آخر من الاختراع على مائع معالجة بئر well treatment fluid أساسه مائي؛ يشتمل على: مائع أساسي مائي؛ و 5 عامل creating agent dalle حيث يشتمل عامل المعالجة treating agent المذكور على حمض فولفيك fulvic acid ينص جانب آخر للاختراع على أن عامل المعالجة ging على حمض الفولفيك. ينص جانب AT للاختراع على أن عامل المعالجة المذكور موجود في مائع معالجة البثر well treatment fluid المذكور بكمية تتراوح من حوالي 0.01198 كيلوجرام/لتر إلى Joa 119.8264 0 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي .aqueous base fluid ينص جانب AT للاختراع على أن عامل المعالجة المذكور يعمل في صورة مثبط 6 قشور scale inhibitor ويوجد في مائع well treatment fluid all dallas المذكور بكمية كافية لتثبيط 386( القشور على سطح واحد على الأقل مرتبط بالبئر.
— 1 1 — ينص جانب AT من الاختراع على أن مائع معالجة البثر المائي يشتمل على عامل تكوين هلام بوليمري polymer gelling agent يوجد في مائع well treatment fluid ull dallas المذكور بكمية كافية لتكوين هلام وزيادة لزوجة مائع dallas البئر well treatment fluid المذكور؛ وحيث يعمل عامل المعالجة treating agent المذكور كمثبت هلام ويوجد في مائع معالجة البثر well treatment fluid 5 المذكور بكمية كافية تثبيت الهلام المذكور. ينص جانب AT للاختراع على أن عامل المعالجة المذكور يعمل أيضًا في صورة مثبط تَكَوَن قشور scale inhibitor ويوجد في مائع معالجة well treatment fluid all المذكور بكمية كافية لتثبيط 5385( القشور على سطح واحد على الأقل مرتبط dls وتثبيط الهلام المذكور. ينص جانب آخر للاختراع على أن مائع معالجة well treatment fluid jill المذكور يكون عبارة عن مائع حث. ينص جانب AT للاختراع على أن مائع معالجة ill المذكور عبارة عن مائع تحميض؛ ويشتمل كذلك على واحد أو أكثر من المركبات الحمضية. ينص جانب آخر للاختراع على أن مائع معالجة al المذكور عبارة عن مائع تكوين صدوع fracturing fluid ويشتمل SX على مجموعة من دقائق الحشو الدعمى. ينص جانب Al للاختراع على أن مائع معالجة البثر المذكور عبارة عن مائع حشو بالحصى (gravel packing fluid وبشتمل كذلك على الحصى. شرح مختصر للرسومات يجب التعامل مع الرسومات يكونها تجسيدات حصرية. يكون الموضوع الذي تم الكشف die هنا 0 مؤهلاً لتعديلات؛ ceding توليفات» ومكافئات في الصورة والوظيفة جديرة بالاعتبار؛ كما سيتضح لهؤلاء من ذوي المهارة في المجال بالاستفادة من هذا الكشف. الشكل 1 عبارة عن مخطط يوضح مثالا على نظام تكوين صدوع يمكن استخدامه By لتجسيدات معينة خاصة بالكشف الحالى.
— 1 2 —
الشكل 2 le عن مخطط يوضح مثالا على تكوين جوفي يمكن فيه إجراء عملية تكوين صدوع Gag لتجسيدات معينة خاصة بالكشف الحالى.
الشكل 3 عبارة عن رسم بياتي يناظر المثال 1 وبوضح انسيابية هلام دايوتان عند 54.44 1 درجة مئوية و100 ثانية-1.
الوصف التفصيلى:
يمكن فهم الكشف الحالى بصورة أفضل بالإشارة إلى هذا الوصف التفصيلي وكذلك إلى الأمثلة المتضمنة هنا. لغرض التسهيل والإيضاح» إن أمكن؛ يمكن تكرار الأرقام المرجعية بين الأشكال المختلفة لتشير إلى عناصر مناظرة أو مماثلة. بالإضافة إلى ذلك؛ تم عرض العديد من التفاصيل المحددة لتوفير فهم كامل للأمثلة الموصوفة هنا. ومع ذلك؛ سيدرك أصحاب المهارة العادية في
0 المجال أنه يمكن تنفيذ الأمثلة الموصوفة هنا دون هذه التفاصيل المحددة. في حالات أخرى؛ لم يتم وصف الطرق والإجراءات والمكونات بالتفصيل بهدف توضيح السمة ذات الصلة المرتبطة التي تم وصفها. كذلك» لا يجب اعتبار الوصف مقيدًا لمجال الأمثلة الموصوفة هنا. ليس بالضرورة تطبيق مقياس الرسم على الواقع؛ إذ أنه تم توضيح نسب أجزاء معينة على نحو مبالغ فيه وذلك بغرض توضيح تفاصيل وسمات الكشف الحالى .
5 في أحد الجوانب؛ يوفر الكشف الحالي طريقة معالجة بثر. في جانب AT يوفر الكشف الحالي مائع معالجة بئر أساسه مائي. ما لم يتحدد ما يخالف ذلك؛ على النحو المستخدم هنا وفي عناصر الحماية الملحقة؛ تعني "بثر" حفرة Jiu ممتدة في الأرض وتكوين جوفي تخترقه حفرة wellbore Jill على سبيل المثال» يمكن أن تكون ll بئر نفطء i غاز طبيعي؛ بئر ماء أو أية توليفة منها. يعني 'مائع معالجة البثر" أي مائع يتم إدخاله في بئر لمعالجة البئر أو التكوين الجوفي.
0 طريقة معالجة بئر تشتمل طريقة معالجة بئر التي تم الكشف عنها هنا على إدخال مائع معالجة Ji أساسه مائي في ll ومعالجة ill بمائع معالجة البئثر. يتضمن مائع معالجة ull مائع قاعدي مائي وعامل معالجة. على سبيل (Jd) يمكن أن يكون مائع معالجة ull عبارة عن مائع حقن أساسه مائي؛ طين حفر أساسه مائي أو مائع حفر آخر؛ مائع غسل مسبق أساسه مائي؛ تركيبة أسمنتية أساسها
— 3 1 — مائي؛ مائع تصديع؛ معالجة بالحمض أو تحفيز آخر أساسه مائي؛ مائع حشو بالحصى أساسه مائي أو مائع إكمال AT ¢ أو مائع صيانة أساسه مائي. على سبيل المثال؛ يمكن أن يكون ile المعالجة عبارة عن مائع تكوين صدوع fracturing fluid هيدروليكي أساسه مائي. على سبيل المثال؛ يمكن أن يكون مائع المعالجة عبارة عن مائع حشو بالحصى أساسه مائي. على سبيل المثال» يمكن أن يشتمل المائع القاعدي المائي الخاص بمائع معالجة al الذي تم الكشف die هنا على ماء عذب؛ ماء calle أو براين brine (على سبيل المثال؛ ماء بحر مشبع أو sla منتج) . على سبيل المثال» يمكن استخدام ماء البحر ٠ ماء قليل الملوحة؛ ماء منتج (على سبيل المثال» ماء منتج من تكوين جوفي)؛ ماء تكوين؛ ماء تدفق عكسي معالج؛ وأي توليفة منها. على سبيل المثال» يمكن أن يحتوي المائع القاعدي المائي على ماء عذب. على سبيل المثال» يمكن أن 0 يحتوي المائع القاعدي المائي على ماء مالح. على سبيل JE يمكن أن يحتوي المائع القاعدي المائي على براين. يشتمل عامل المعالجة الموجود بمائع معالجة ill المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها هنا على حمض فولفيك acid 7/16ا0. يمكن أن يحتوي على سبيل (Jil) عامل المعالجة الموجود فى مائع معالجة Ad) المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها هنا على حمض فولفيك fulvic acid 5 بالإضافة إلى ذلك إلى عامل المعالجة الذي تم الكشف die هناء يمكن أن يتضمن مائع معالجة ll أيضًا عوامل ومكونات أخرى كذلك. يكون حمض فولفيك SUG fulvic acid للذويان تمامًا في الماء عند جميع ظروف الرقم الهيدروجيني. وهو يكون عبارة عن كاسح حر الشقوق ومضاد أكسدة جيد للغاية. وهو مكون طبيعي صديق للبيئة (أي؛ لا يسبب ضررًا للبيئة). يتم استخدام حمض فولفيك في المواد المستخدمة في الأطعمة. يتم 0 توضيح صيغة بنائية توضيحية لحمض فولفيك fulvic acid بواسطة الصيغة (1) الموضحة أدناه: SH ~ DHOOM A CEO “YY ~~ 3
Ho eh ed " Cu soa” NT Tn se, ; :
Soon on Tr Noo (1) 8
على سبيل (JB) يمكن أن يوجد عامل المعالجة في مائع معالجة id) المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها بكمية تتراوح من حوالي 0.01198 كيلوجرام/لتر إلى حوالي119.8264 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. على سبيل (JB) يمكن أن يوجد عامل المعالجة في مائع معالجة Dil المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها بكمية تتراوح من حوالي 0.1198 كيلوجرام/لتر إلى حوالي 29.9566 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. على سبيل (JB) يمكن أن يوجد عامل المعالجة في مائع معالجة البئثر المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها بكمية تتراوح من loa 1.1983 كيلوجرام/لتر إلى Joa 11.9820 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. يمكن أن تتفاوت الكمية المحددة من عامل المعالجة الموجود في مائع معالجة aly ill على الغرض
(الأغرارض) من عامل المعالجة؛ التطبيق (التطبيقات) المحددة للطريقة وظروف البئر.
0 على سبيل المثال؛ في أحد تجسيدات الطريقة التي تم الكشف عنها هناء يعمل عامل المعالجة في صورة مثبط تكون قشور inhibitor 50816 ويوجد في مائع معالجة fA) بكمية كافية لتثبيط O30 القشور على سطح واحد على الأقل مرتبط بالبئر. على النحو المستخدم هنا وفي عناصر الحماية المرفقة؛ يعني مصطلح bi! تَكُوْن القشور inhibitor 50816" مركب كيميائي مستخدم في تثبيط ترسب القشور على سطح واحد على الأقل مرتبط بالبئثر. يعني المصطلح 'قشور” رواسب معدنية
5 تترسب من ماء الخزان؛ موائع مائية أخرى؛ أو خلائط منها. على سبيل المثال؛ يمكن تثبيط القشور المعدنية غير العضوية بواسطة عامل المعالجة المستخدم في الطرق التي تم الكشف عنها هنا. تتضمن الأمثلة على هذه القشور الكالسيت (calcite الباريت 058116 الكلوريت «chlorite السليستيت «celestite الأنهيدريت 46ت الجبس (gypsum الكريونات Jie carbonates كريونات الكالسيوم ccalcium carbonate السلفيدات sulfides مثل سلفيد الحديد dron sulfide
0 والسلفات sulfates مثل سلفات الباريوم barium sulfate وسلفات السترونشيوم strontium sulfate على سبيل المثال؛ يمكن أن تُشكل أنيونات الكريونات «anions of carbonates السلفات sulfates ؛ السفليدات وغيرها من المركبات قشور مع كاتيونات الكالسيوم cations of 70 » الصوديوم sodium » المجنسيوم magnesium » الباريوم barium ؛ الحديد iron ؛ السترونشيوم strontium ؛ الزنك Zine وغيرها من الفلزات.
على النحو المستخدم هنا وفي عناصر الحماية؛ تعني Sle 'تثبيط ترسب القشور" التحكم في ترسيب القشور؛ تقليله إلى الحد الأدنى أو منعه. تعني عبارة land مرتبط بالبئر" سطح مرتبط بحفرة Sal wellbore تكوين مخترق بواسطة حفرة البثرء أو معدات مستخدمة بالاشتراك مع البثر. تتضمن الأمثلة على هذه الأسطح أسطح صخور التكوين csurfaces of formation rock صدوع التكوين formation fractures 5 (طبيعية أو مستحثة) ؛» حشوات من Bale حشو دعمي proppant packs متكونة في All ثقوب وغيرها من مجاري الوصول؛ التغليف ceasing سلاسل أنابيب التشغيل «work strings أنابيب الإنتاج (production tubing الصمامات 78765 المضخات pumps وغيرها من المعدات السطحية وأسفل البئر المرتبطة بالبئر. على سبيل Jal يمكن أن يريط عامل المعالجة الخاص بالطريقة التي تم الكشف عنها هنا الأيونات الموجودة في الطور المائي لموائع 0 الإنتاج لمنع ترسب الأملاح المناظرة من الموائع وبخلاف ذلك يعمل كمثبط تكون قشور scale inhibitor فعال بحقول النفط والغاز. على سبيل المثال؛ عند استخدام في صورة مثبط تكون قشور «scale inhibitor يمكن أن يوجد عامل المعالجة في مائع معالجة id) المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها بكمية تتراوح من حوالي0.01198 كيلوجرام/لتر إلى حوالي119.8264 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. على سبيل (JE عند استخدام في صورة مثبط تكون قشور inhibitor 6ل508؛ يمكن أن يوجد عامل المعالجة في مائع معالجة i) المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها بكمية تتراوح من حوالي 1.1983 كيلوجرام/لتر إلى حوالي11.9826 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. على سبيل (Jha عند استخدامه في صورة مثبط تكون قشور scale inhibitor يمكن أن يوجد عامل المعالجة في مائع معالجة البثر المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها بكمية تتراوح من 0 حوالي 2.3965 كيلوجرام/لتر إلى حوالي 9.5861 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. على سبيل (JE في تجسيد AT للطريقة التي تم الكشف عنها هناء يشتمل مائع معالجة Ja كذلك على عامل تحويل إلى هلام بوليمري موجود في مائع معالجة al بكمية كافية للحصول على هلام ولزيادة لزوجة ails معالجة البثر. تتم إماهة عامل تكوين الهلام البوليمري polymer gelling 1 بواسطة المائع القاعدي المائي ويشكّل هلام؛ والذي بدوره يزيد لزوجة المائع القاعدي. على سيل (JU في هذا التجسيد؛ يعمل عامل المعالجة كمثبت هلام ويوجد في مائع All dallas
بكمية كافية لتثبيت الهلام. على سبيل المثال؛ في هذا التجسيد؛ يمكن أن يعمل عامل المعالجة كذلك في صورة مثبط تكون قشور inhibitor 6ل508 ويوجد في مائع معالجة Jill بكمية كافية لتثبيط تَكَوْنَ القشور على سطح واحد على الأقل مرتبط بالبئر وتثبيت الهلام. على سبيل (JB عند استخدامه في صورة مثبت هلام stabilizer ا96؛ يمكن أن يوجد عامل المعالجة في مائع معالجة البئثر المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها بكمية تتراوح من حوالي0.01198 كيلوجرام/لتر إلى حوالي119.8264 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. على سبيل المثال؛ عند استخدامه في صورة مثبت هلام؛ يمكن أن يوجد عامل المعالجة في مائع معالجة البئر المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها بكمية تتراوح من dss 1.1983 كيلوجرام/لتر إلى حوالي11.9826 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. على سبيل المثال؛ عند 0 استخدامه في صورة مثبت هلام؛ يمكن أن يوجد عامل المعالجة في مائع معالجة al المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها بكمية تتراوح من Moa 2.3965 كيلوجرام/لتر إلى حوالي 9.5861 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. على سبيل المثال؛ عند استخدامه في صورة كل من مثبط تَكَوْن القشور ومثبت الهلام؛ يمكن أن يوجد عامل المعالجة بكمية تتراوح من حوالي0.01198 كيلوجرام/لتر إلى حوالي119.5264 5 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. على سبيل (JU عند استخدامه في صورة كل من مثبط تَكُوَن القشور ومثبت الهلام؛ يمكن أن يوجد عامل المعالجة في مائع معالجة ll المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها بكمية تتراوح من dss 0.1198 كيلوجرام/لتر إلى حوالي 35.9479 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. على النحو المستخدم هنا وفي عناصر الحماية المرفقة؛ يعني مثبت هلام مركب يثبت هلام تم تكوينه 0 بواسطة عامل تكوين الهلام في مائع معالجة بئر. يشير المصطلح "هلام" إلى مشتت غرواني colloidal dispersion شبه صلب (جيلاتيني (gelatinous »1 مادة صلبة موجودة في مائع قاعدي مائي. على سبيل (JB يعمل عامل المعالجة الذي تم الكشف aie هنا ككاسح شقوق الأكسجين الناتجة بواسطة الأكسجين عند درجات الحرارة العالية (على سبيل المثال» درجات حرارة تبلغ93.33 درجة مئوية وأعلى) ويمنع شقوق الأكسجين من التسبب في إتلاف أو تكسير السلسلة 5 الرئيسية البوليمرية بعامل تكوين الهلام البوليمري .polymer gelling agent ويمنع شقوق
الأكسجين من إتلاف أو تكسير السلسلة الرئيسية البوليمرية بعامل تكوين الهلام البوليمري؛ يساعد عامل المعالجة في الحفاظ على اللزوجة؛ المرونة وخواص الانسيابية الهامة الأخرى لمائع معالجة A الهلامي مما يؤدي إلى زيادة حد درجة الحرارة لمائع معالجة All الهلامي. على سبيل (Jal يمكن أن يزبد عامل المعالجة الذي تم الكشف عنه هنا حد درجة الحرارة الذي عنده يبدأ هلام تم ans 5 باستخدام عامل تكوين الهلام من دايوتان 00180 في التحلل من حوالي135 درجة Lge إلى حوالي154.44 درجة مئوية. تتسم أنواع الهلام التي تم تكوينها بعامل المعالجة بثبات حراري جيد للغاية حتى في محاليل براين عالية الكثافة. على سبيل المثال؛ تكون موائع التصديع وموائع الحشو بالحصى الهلامية ثابتة لمدة ساعة على الأقل عند154.44 درجة مثوية. لا تزبد لزوجة أنواع الهلام المثبتة بعامل المعالجة بدرجة كبيرة مما يعني أنه لا يلزم زيادة مستويات ضغط الضخ لحقن 10 مائع معالجة Al في حفرة wellbore jill وفي التكوين. على النحو المستخدم هنا وفي عناصر الحماية المرفقة؛ يشير المصطلح "عامل تحويل إلى هلام بوليمري ‘polymer gelling agent إلى بوليمر يُكون هلام عند مزجه مع مائع قاعدي مائي. تتضمن dese Ah التحويل إلى هلام البوليمرية التي يمكن استخدامها بولي مكاريد Ji. polysaccharides أنواع صمغ الجالاكتومانان «galactomannan gums بولي أكربلاميد وغيرها من عوامل التحويل إلى هلام التي أساسها أكريلاميد؛ الغوار ومشتقات الغوار ؛ التي تتضمن هيدروكسي (gy غوار hydroxypropyl guar ¢ كريوكسي ميثيل غوار carboxymethyl guar وكريوكسي ميثيل هيدروكسي برويل carboxymethyl hydroxypropyl guar se « سيليولوز cellulose ومشتقات السيليولوز cellulose derivatives ؛ زانثان «xanthan ديوتان 7 ء هيدروكسي برويل سيليولوز فوسفات hydroxypropyl cellulose phosphate « هيدروكسي برويل Wis فوسفات hydroxypropyl starch phosphate وعامل تحويل إلى هلام بوليمري تخليقي synthetic polymer gelling agents وتوليفات منها. على سبيل المثال» يمكن أن يحتوي عامل تكوين الهلام بمائع معالجة ll المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها هنا على صمغ دايوتان. يكون صمغ دايوتان عبارة عن بولي مكاريد polysaccharides يسمى 5-657 والذي يتم تحضيره بواسطة تخمير سلالة من 5 5001090000038. يتم توضيح البنية الخاصة به على أنها سكاريد سداسي به Bang تكرار من
— 8 1 — سكاريد رباعي في السلسلة الرئيسية التي تشتمل على وحدات جلوكوز ورامنوز وسلاسل جانبية داي رامنوز. ويعتقد أن له خواص تغليظ قوام؛ تعليق؛ وتثبيت في المحاليل المائية. يتكون بولي مكاريد polysaccharides 5-657 فى الأساس من كربوهيدرات؛ حوالى 9012 بروتين» وحوالى 967 (محسوية على أنها ©0-أسيتيل) مجموعات أسيل» بروتين كربوهيدراتى | carbohydrate gginportion 5 على حوالي %19 حمض جلوكورونيك glucuronic acid وسكريات متعادلة رامنوز وجلوكوز في نسبة مولارية تقريبية تبلغ حوالي 2: 1. على سبيل المثال؛ يتوفر عامل تكوين هلام من صمغ دايوتان مناسب من Halliburton Energy Services, Inc بالاسم التجاري عامل تكوين الهلام 1//6-38". يمكن أن تتفاوت كمية عامل التحويل إلى هلام الموجود في مائع معالجة ll المستخدم في الطريقة 0 التي تم الكشف عنها هنا بناءً على المكونات الإضافية لمائع معالجة il والتطبيق المحدد. على سبيل المثال» يوجد عامل التحويل إلى هلام das عام في مائع معالجة il) بكمية تتراوح من حوالي 0.1198 كيلوجرام/لتر إلى حوالي59.9132 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. على سبيل (Jal) يوجد عامل التحويل إلى هلام بوجهٍ عام في مائع معالجة ull بكمية تتراوح من حوالي 1.1983 كيلوجرام/لتر إلى حوالي23.9652 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. على سبيل المثال؛ يوجد عامل التحويل إلى هلام dng عام في مائع معالجة البئر بكمية تتراوح من حوالي 06 كيلوجرام/لتر إلى حوالي 11.9826 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. يمكن أن تتفاوت كثافة موائع معالجة ll المحولة إلى هلام التي تم الكشف عنها هنا على نطاق واسع. سيدرك صاحب المهارة العادية في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف الكثافة المحددة الأكثر ملائمة لتطبيق محدد. يمكن أن تعتمد الكثافة المطلوية لمائع معالجة بئثر محول إلى هلام محدد على خصائص ll ¢ التى تتضمن الضغط الهيدروستاتيكى hydrostatic pressure المطلوب للتحكم في مواتع التكوين الجوفي أثناء وضع موائع معالجة البثر المحولة إلى هلام؛ والضغط الهيدروستاتيكي hydrostatic pressure الذي سيؤدي إلى تلف التكوين الجوفي. على سبيل المثال؛ يمكن أن يشتمل مائع معالجة jill المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها هنا كذلك على عامل ربط تشابكي للهلام لريط عامل التحويل إلى هلام الخاص بمائع معالجة All 5 تشابكيًا July زيادة لزوجة مائع معالجة البثر. تتضمن أمثلة عوامل الربط التشابكي للهلام التي
يمكن استخدامها حمض بوربك boric acid داي صوديوم أوكتا بورات تترا هيدرات disodium coctaborate tetrahydrate صوديوم داي بورات sodium diborate ؛ مركبات بنتا بورات pentaborates ؛ أوليكسيت culexite وكوليمانيت colemanite ؛ مركبات يمكن أن توفر أيونات الزيركونيوم (Ji) IV zirconium IV ions على سبيل المثال؛ لاكتات الزيركونيوم
(zirconium lactate 5 لاكتات أسيتات الزدركونيوم zirconium acetate lactate ¢ زيركونيوم لاكتات تراي إيثانول أمين zirconium lactate triethanolamine ¢ كربيونات الزيركونيوم Zirconium carbonate » زيركونيوم أسيتيل أسيتونات zirconium acetylacetonate « مالات
الزدركونيوم zirconium malate » سيترات الزيركونيوم zirconium citrate ؛ وزيركونيوم داي
أيزو Jug أمين لاكتات (Zirconium diisopropylamine lactate مركبات يمكن أن توفر
0 أيونات تيتانيوم Jie) IV على سبيل المثال؛ لاكتات التيتانيوم titanium lactate ؛ مالات التيتانيوم titanium malate ؛ سيترات التيتانيوم titanium citrate ؛ تيتانيوم أمونيوم لاكتات titanium ammonium lactate ؛ تيتانيوم تراي إيثانول أمين titanium triethanolamine ؛ وتيتانيوم أسيتيل أسيتونات «(titanium acetylacetonate مركبات ألومينيوم aluminum compounds والتي تتضمن؛ على سبيل المثال؛ لاكتات الألومينيوم aluminum lactate وسيترات الألومينيوم
aluminum citrate 15 « مركبات الأنتيمون antimony compounds « مركبات الكروم chromium compounds ؛ مركبات الحديد iron compounds ؛ مركبات النحاس copper compounds ؛ مركبات الزنك compounds 2106 وأي توليفة منها. على سبيل المثال» تكون
عوامل asl التشابكي المذكورة أعلاه مناسبة على وجه التحديد للاستخدام بالاشتراك مع صمغ الغوار
polyacrylamide—based gelling ومشتقاته وعوامل إكساب قوام أساسها بولي أكريلاميد guar
agents 0 يمكن أيضًا أن تعمل محاليل البراين والمركبات المنتجة لأيونات الكالسيوم؛ أيونات المجنسيوم أو أيونات متعددة التكافؤ في صورة عامل ربط تشابكي للهلام لريط عامل التحويل إلى
هلام الخاص بمائع معالجة البئر الذي تم الكشف عنه هنا تشابكيًا. على سبيل المثال؛ من المفيد
ربط الهلام تشابكيًا عندما يكون مائع dallas البثر عبارة عن مائع تكوين صدوع fracturing fluid ستتنوع كمية عامل الربط التشابكي للهلام المضاف إلى مائع معالجة البثر بناءًة على كمية عامل
5 تكوين الهلام الموجود في مائع معالجة البثرء ظروف البثرء الاستخدام المحدد وغيرها من العوامل
الأخرى المعروفة لأصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف. على سبيل المثال؛ يمكن أن يوجد عامل الربط التشابكي للهلام في مائع Ad dalle بكمية تتراوح من حوالي0.00001198 كيلوجرام/لتر إلى حوالي11.9826 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. على سبيل المثال» يمكن أن يوجد عامل الربط التشابكي للهلام في wile معالجة dl بكمية تتراوح من حوالي0.0001198 كيلوجرام/لتر إلى حوالي11.9826 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي. على سبيل المثال؛ يمكن أن يوجد عامل Jal) التشابكي للهلام في مائع معالجة ll بكمية تتراوح من حوالي 0.001198 كيلوجرام/لتر إلى حوالي 2.3965 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي
المائي. على سبيل المثال؛ يمكن أن يشتمل مائع معالجة jill الذي تم الكشف aie هنا أيضًا على عامل لتكسير الهلام gel breaker لتكسير الهلام المتكون في مائع معالجة البثر (بما في ذلك أنواع الهلام المرتبطة تشابكيًا). يمكن أن يكون عامل تكسير الهلام أي عامل تكسير هلام معروف لأصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف لتكسير هلام أو عامل مرتبط تشابكيًا متكون مع عامل تكوين هلام بوليمري polymer gelling agents ومن ثم تقليل لزوجة مائع dallas البئر. يمكن استخدام أي عامل تكسير هلام مناسب؛ بما في ذلك عوامل تكسير الهلام المغلفة وعوامل 5 تكسير الهلام المتأخرة الداخلية Jie الإنزيم؛ عوامل تكسير الهلام المؤكسدة؛ محلول منظم حمضي؛ أو عوامل تكسير هلام منشطة بدرجة الحرارة. يمكن استخدام العديد من عوامل تكسير الهلام. يسبب عامل تكسير الهلام تحول مائع معالجة all اللزج إلى مائع أقل لزوجة يسمح بسقوط الدقائق التي لا تزال معلقة بواسطة مائع معالجة البثر من المائع ويسمح بإزالة المائع بسهولة أكبر من البثر (على سبيل المثال؛ رجوعه إلى السطح) بعد انتهاء المعالجة. على سبيل المثال؛ يمكن اختيار عامل تكسير 0 الهلام من المجموعة التي تتألف من المؤكسدات؛ الأحماض؛ عوامل تحرير الحمض؛ الإنزيمات؛ Ly توليفة منها. تتضمن الأمثلة على عوامل تكسير الهلام المناسبة مركبات بيرسلفات؛ مركبات كولارات؛ مركبات كولريت؛ أحماض عضوية مثل حمض أسيتيك acetic acid أحماض معدنية ومركبات بيروكسيد. على سبيل المثال؛ يمكن استخدام نفس عامل تكسير الهلام لكلٍ من أنواع الهلام المرتبطة تشابكيًا وغير المرتبطة تشابكيًا. على سبيل (JE يمكن أن تكون عوامل تكسير الهلام 5 .من بيروكسيد مفيدة على وجه التحديد بالاتصال مع تكسير أنواع الهلام التي تم تكوينها باستخدام
عوامل تكوين الهلام من صمغ دايوتان. يكون عامل تكسير هلام آخر يمكن أن يكون مفيدًا على وجه التحديد بالاتصال مع تكسير أنواع الهلام التي تم تكوينها باستخدام عوامل تكوين الهلام من صمغ دايوتان عبارة عن عامل تكسير يتضمن حمض أسيتيك acetic acid وحمض أسيتيك أنهيدرات ويتم توفيره بواسطة Halliburton Energy Services بالاسم التجاري AQLB-2TM 5 ستتنوع كمية عامل تكسير الهلام المضاف إلى مائع معالجة البئر بناءً على كمية عامل تكوين الهلام الموجود في مائع معالجة البثرء سواء أتم ربط الهلام تشابكيًا أم oY ظروف ell الاستخدام المحدد؛ قدر الوقت اللازم لتكسير الهلام بعامل تكسير الهلام وغيرها من العوامل الأخرى المعروفة لأصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف. على سبيل (Jl) يمكن تحسين كمية عامل تكسير الهلام المضافة إلى مائع معالجة البئر لتكسير الهلام بعد فترة مرغوب فيها من الزمن. على 0 سبيل المثال؛ يوجد عامل تكسير الهلام في مائع معالجة jill بكمية تقع في النطاق الذي يتراوح من حوالي %0.00001 بالوزن إلى حوالي 9630 بالوزن؛ على أساس كمية المائع المحول إلى هلام الموجود في مائع dallas البئثر. على سبيل المثال؛ يوجد عامل تكسير الهلام في مائع معالجة Sal بكمية تقع في النطاق الذي يتراوح من حوالي 9160.001 بالوزن إلى حوالي 9610 بالوزن؛ على أساس كمية المائع المحول إلى هلام الموجود في مائع معالجة البثر. على سبيل المثال؛ يوجد عامل تكسير الهلام في مائع معالجة البثر بكمية تقع في النطاق الذي يتراوح من حوالي 160.1 بالوزن إلى
حوالي 962 cla على أساس كمية المائع المحول إلى هلام الموجود في مائع معالجة البئر. تتضمن المكونات الإضافية التي يمكن إضافتها في مائع معالجة البثر المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها هنا عوامل تقليل cial عوامل تحكم في الطفل»؛ محاليل منظمة وغيرها من عوامل التحكم في الرقم الهيدروجيني؛ مبيدات حيوية؛ مبيدات (LHS مثبطات تَكَوْن قشور إضافية؛ مواد (JE 20 مواد إضافة للتحكم في فقد المائع؛ مواد تجسير؛ مثبطات تآكل؛ مواد مانعة لتَكوّن المستحلبات؛ مواد خافضة للتوتر السطحي إضافية؛ دقائق الحشو الدعمي (بما في ذلك دقائق الحشو الدعمي التقليدية أو الأولية ودقائق الحشو الدعمي المجهرية)؛ وحصى لتكوين حشوات من الحصى. مثلما سيدركه أصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف؛ ستتنوع المكونات الإضافية
وكمياتها المستخدمة بناءً على الاستخدام المحدد الذي يتم فيه استخدام مائع معالجة البئر.
تتضمن dled عوامل تقليل الاحتكاك التي يمكن استخدامها مركبات بولي مكاريد polysaccharides مركبات بولي أكريل أميد وتوليفات منها. يمكن أن يعمل عامل تكوين هلام بوليمري polymer gelling agents لمائع dallas البئثر على تقليل الاحتكاك أيضًا في بعض الحالات.
تتضمن أمثلة عوامل التحكم في الطفل التي يمكن تضمينها في مائع معالجة البثر أملاحًا مثل كلوريد البوتاسيوم (potassium chloride كلوريد الصوديوم «sodium chloride كلوريد الأمونيوم cammonium chloride كلوريد الكولين ccholine chloride بوليمرات ely مزدوجة وبوليمرات رباعية متعددة. تتضمن أمثلة المحاليل المنظمة وعوامل التحكم في الرقم الهيدروجيني الأخرى التي يمكن تضمينها
0 في مائع معالجة ill هيدروكسيد الصوديوم sodium hydroxide هيدروكسيد البوتاسيوم cpotassium hydroxide كريونات الصوديوم sb sodium carbonate كريونات الصوديوم sodium bicarbonate ؛ كربونات البوتاسيوم potassium carbonate « باي كريونات البوتاسيوم potassium bicarbonate ¢ حمض أسيتيك acetic acid ؛ أسيتات الصوديوم sodium acetate حمض سلفاميك sulfamic acid » حمض هيدروكلوريك hydrochloric acid 5 ؛ حمض فورميك formic acid ؛ حمض ستريك citric acid ؛ حمض فوسفونيك phosphonic acid « أحماض بوليمرية polymeric acids وتوليفات منها. على سبيل (JE يمكن استخدام عامل للتحكم في الرقم الهيدروجيني للحفاظ على الرقم الهيدروجيني لمائع معالجة Jl عند مستوى مرغوب فيه؛ على سبيل المثال؛ لتسهيل تشتيت عامل تكوين الهلام في مائع dala البثر. على سبيل (Jal يمكن ضبط الرقم الهيدروجيني لمائع معالجة البئر لتنشيط أو 0 تعطيل عامل ربط تشابكي أو لتنشيط عامل تكسير. تتضمن أمثلة المبيدات الحيوية ومبيدات البكتيريا التي يمكن تضمينها في مائع معالجة All الذي تم الكشف ae هنا 2 2-داي برومو-3-نيتربلو بروييون dibromo-3--2,2 aul «nitrilopropionamide 2-برومو-2-نيترو-1» 3-برويان ديول 2-bromo—-2-nitro—1,3— propanediol ؛ هيبوكلوريت الصوديوم sodium hypochlorite ؛ وتوليفات منها. على سبيل 5 المثال؛ يمكن تضمين المبيدات الحيوية ومبيدات البكتيريا في مائع تكوين الصدوع fracturing
fluid بكمية تقع في نطاق يتراوح من حوالي 960.001 إلى حوالي 960.1 بالوزن؛ على أساس وزن المائع الأساسي المائي. تتضمن أمثلة مثبطات 0388 القشور الإضافية التي يمكن تضمينها في مائع dalle البثر حمض بيس (هكسا ميثيلين تراي أمين بنتا (ميثيلين فوسفونيك)) bis(hexamethylene triamine cpenta(methylene phosphonic acid)) 5 حمض gly إيثيلين تراي أمين بنتا (ميثيلين فوسفونيك) diethylene triamine penta(methylene phosphonic acid) حمض إيثيلين داي أمين تترا (ميثيلين فوسفونيك) ethylene diamine tetra(methylene phosphonic cacid) حمض هكسا ميثيلين داي أمين تترا (ميثيلين فوسفونيك) hexamethylenediamine ctetra(methylene phosphonic acid) حمض 1-هيدروكسي إيثيليدين-1» 1-داي فوسفونيك aes +. 1-hydroxyethylidene-1,1-diphosphonic acid 0 2-هيدروكسي فوسفونو كربوكسيلي 2-hydroxyphosphonocarboxylic acid ؛ حمض 2- فوسفونو بيوتان-1؛ 2 4- تراي كريوكسيلي acid 1,2,4-1102100/116 -2-01050110000111206 « حمض فوسفينو كريوكسيلي phosphino carboxylic acid « داي جليكول أمين فوسفونات diglycol amine phosphonate ؛ حمض أمينو تريس (ميثان فوسفونيك) aminotris(methanephosphonic acid) 5 ميثيلين فوسفونات methylene phosphonate « حمض فوسفونيك phosphonic acid ؛ حمض أمينو ألكيلين فوسفوتيك aminoalkylene phosphonic acid ؛ حمض أمينو ألكيل فوسفونيك aminoalkyl phosphonic acid « بولي فوسفات polyphosphate » أملاح البولي فوسفات salts of polyphosphate ؛ وتوليفات منها. على سبيل (Sa (Jal تضمين مثبطات تَكُوّن القشور في مائع تكوين الصدوع fracturing fluid بكمية تقع في نطاق يتراوح من 0 حوالي 160.001 إلى حوالي 960.1 بالوزن؛ على أساس وزن المائع الأساسي المائي. تتضمن أمثلة مواد الثقل التي يمكن تضمينها في مائع معالجة al محاليل براين وأملاح أخرى؛ باريت والفربت والهيماتيت. على سبيل المثال؛ عادة ما يتم استخدام الباريت كمادة ثقل. تتضمن أمثلة عوامل التحكم في فقدان المائع ومواد التجسير التي يمكن تضمينها في مائع معالجة Ad مركبات كربونات الفلز مثل كريونات الكالسيوم وكربونات الماجنسيوم؛ حمض بولي لاكتيك؛
كحول بولي قينيل؛ الكيتوزان ومشتقات die هيدروكسيل إيثيل سيلولوز؛ ومشتقات من مركبات
أكريلاميد؛ أنواع الطفل ومواد طبقية أخرى؛ وجسيمات قابلة للتحلل أخرى مناسبة.
تتضمن الأمثلة على مثبطات SW التي يمكن تضمينها في مائع معالجة البئر مركبات الأمونيوم
الرياعي Jie الأمونيوم ell المتعدد؛ مركبات كريونيل غير المشبعة؛ مركبات إيثر غير المشبعة؛ سينامالدهايد؛ كافيين» مركبات ألكلويد ومثبطات USB أخرى معروف أنها مفيدة فيما يخص مائع
الحفر وموائع التصديع بواسطة أصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف.
تتضمن المواد المانعة لتَكَوّن المستحلبات التي يمكن تضمينها في مائع معالجة البئر عوامل مانعة
لتَكَوْن المستحلبات كاتيونية cationic ؛ غير أيونية non-ionic » أنيونية anionic ¢ وثنائية
الشحنة. تتضمن الأمثلة المحددة للمواد المانعة 3A المستحلبات التي يمكن استخدامها توليفة من
0 تيربين وكحول مُعالج بالإيثوكسي ethoxylated alcohol ¢ مركبات_نونيل فينول مُعالجة بالإيثنوكسي ethoxylated nonylphenols » أوكتيل فينول بولي إيثوكسي إيثانول octylphenol polyethoxyethanol ؛ بوتاسيوم ميريستات potassium myristate ؛ بوتاسيوم ستياريل سلفات potassium stearylsulfate » صوديوم لوربل سلفونات sodium lauryl sulfonate « بولي أوكسي إيثيلين ألكيل فينول polyoxyethylene alkyl phenol « بولي أوكسي إيثيلين
polyoxyethylene 5 ؛ بولي أوكسي إيثيلين )20 مول) ستياريل إيثر 20) polyoxyethylene mole) stearyl ether « ول١-سيتيل ل١-إيثيل مورفولينيوم gi} سلفات N-cetyl-N-ethyl morpholinium ethosulfate « وتوليفات منها. على سبيل المثال؛ يمكن تضمين مادة مانعة لتكون المستحلبات في مائع معالجة all بكمية تقع في النطاق الذي يتراوح من حوالي 760.001 إلى حوالي 965 بالوزن؛ على أساس وزن المائع الأساسي المائي.
0 تتضمن عوامل خافضة للتوتر السطحي إضافية يمكن تضمينها في مائع معالجة البئر العوامل الخافضة للتوتر السطحي المفيدة في تحسين ملاءمة مائع معالجة ill للتكوين والموائع الأخرى التي يمكن أن توجد في البثر. سوف يتمكن صاحب المهارة العادية في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف من تحديد أنواع عوامل خافضة للتوتر السطحي إضافية بالإضافة إلى التركيزات الملائمة التي تستخدم منها.
تتضمن أمثلة دقائق الحشو الدعمي الرئيسية التي يمكن تضمينها في مائع معالجة all أنواع دقائق
الحشو الدعمي المتضمنة في موائع التصديع؛ مثلما تمت مناقشته أدناه. تتضمن أمثلة دقائق الحشو الدعمي الدقيقة التي يمكن تضمينها في مائع معالجة al الذي تم الكشف عنه هنا أنواع دقائق الحشو الدعمي الدقيقة المتضمنة في موائع التصديع؛ مثلما تمت مناقشته
أدناه.
تتضمن أمثلة الحصى الذي يمكن تضمينه في مائع معالجة البثر الذي تم الكشف aie هنا أنواع
الحصى المتضمنة في موائع الحشو بالحصى؛ مثلما تمت مناقشته أدناه. على سبيل المثال؛ يمكن إدخال مائع معالجة البثر الذي تم الكشف aie هنا في البثر ويمكن معالجة Jl بمائع معالجة fd) وفقًا للطريقة التي تم الكشف عنها هنا بواسطة ضخ مائع معالجة البثر في
0 البثر تحت ضغط هيدروليكي كافي ولمدة كافية للسماح بمعالجة البئر بمائع معالجة البثر. يمكن ضخ ماتع معالجة fll في fll باستخدام واحدة أو أكثر من المضخات PUMPS الموجودة في موقع البثر مثلما هو معروف لأصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف. على سبيل المثال» عند الضرورة؛ يمكن إيقاف الضخ ويمكن إغلاق ll لفترة زمنية لازمة للسماح لمائع معالجة البثر بمعالجة البئر.
5 يمكن خلط مكونات مائع معالجة il) معًا بأية طريقة معروفة لأصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف. على سبيل (JU) يمكن خلط المكونات be باستخدام معدات الخلط الموجودة في موقع البثر. على سبيل المثال؛ يمكن إضافة المكونات إلى مائع معالجة ial) سريعًا أثناء ضخ مائع معالجة jill في حفرة wellbore full إذا اشتمل مائع معالجة البئثر المستخدم في الطريقة على عامل تكوين هلام بوليمري polymer
gelling agents 0 يوجد بكمية كافية لتكوين هلام Babyy لزوجة مائع معالجة «ull يمكن السماح بتكوين هلام في مائع معالجة البئر بواسطة خلط المائع القاعدي المائي؛ عامل المعالجة؛ عامل تكوين الهلام البوليمري polymer gelling agent مثبت الهلام (إذا استخدم)؛ عامل ريط تشابكي للهلام (إذا استخدم)؛ وعامل تكسير هلام (إذا استخدم) بمائع معالجة il) معًا. على سبيل Jal يمكن خلط مكونات مائع معالجة البئر Le في خلاط موضوع في موقع البئثر. على سبيل المثال؛
— 2 6 —
يمكن أن يكون عامل تكوين الهلام في صورة مسحوق جاف أو ناتج تركيز هلام سائل. عندما يتم
خلط عامل تكوين الهلام البوليمري polymer gelling agent مع lll القاعدي المائي؛ يتم
تشكيل هلام.
على الرغم من أن موائع معالجة البئر الهلامية التي تم الكشف عنها هنا تكون فعالة للاستخدام في حفر الأبار والتكوينات الجوفية التي تتسم بدرجات حرارة منخفضة؛ فإنها تكون مناسبة على dag
التحديد للاستخدام في حفر الآبار والتكوينات الجوفية التى تتسم بدرجات الحرارة العالية. على سبيل
المثال. يمكن أن يكون لواحدة أو كل من حفر الآبار والتكوين الجوفي درجة حرارة أكبر من أو
تساوي 93.33 درجة مئوية . على سبيل المثال؛ يمكن أن يكون لواحدة أو كل من حفر الآبار
والتكوين الجوفي درجة حرارة أكبر من أو تساوي135 درجة مئوية.
0 إذا اشتمل ale معالجة All المستخدم في الطريقة على عامل تكوين هلام بوليمري polymer gelling agents يوجد بكمية كافية لتكوين هلام وزيادة لزوجة مائع معالجة البثر؛ يمكن أن تشتمل الطريقة al تم الكشف عنها هنا كذلك على تكسير الهلام. على النحو المستخدم هنا وفيى عناصر الحماية الملحقة؛ يعني 'تكسير الهلام' السماح بتكسير الهلام المتكون في مائع معالجة البئر أو التسبب في انكسار الهلام المتكون في مائع معالجة البئر.
5 على سبيل المثال؛ يمكن السماح بتكسير الهلام المتكون في مائع معالجة Jal بنفسه (دون عامل تكسير هلام) بسبب درجة الحرارة أو الرقم الهيدروجيني في البثر أو بسبب مرور فترة من الزمن. على سبيل المثال؛ في بعض الحالات؛ يمكن أن يكن تعرض مائع معالجة al) إلى درجات الحرارة أسفل البئر GES لتكسير الهلام. على سبيل المثال؛ يمكن التسبب في تكسير الهلام المتكون في مائع معالجة البثر من خلال تعريض مائع معالجة البثر إلى عامل تكسير هلام. على سبيل المثال» يمكن
0 استخدام عامل تكسير الهلام لتعجيل عملية تكسير الهلام التى des Tag درجة الحرارة في حفرة Sill .wellbore dl على طبيعة عامل تكسير الهلام » يمكن تضمين عامل تكسير الهلام في مائع lh dallas المبدئي الذي تم إدخاله أولاً في البئر أو يمكن إضافته إلى مائع معالجة ial) بعد إدخال مائع معالجة البثر أولاً في البثر. على سبيل المثال» يمكن خلط عوامل تكسير الهلام المغلفة أو المتأخرة داخليًا
مع مائع معالجة البثر المبدئي الذي تم إدخاله أولاً في البثر. يمكن استخدام نفس عامل تكسير الهلام
JU من أنواع الهلام المرتبطة تشابكيًا وغير المرتبطة تشابكيًا.
وسيعتمد ما إذا تم السماح للهلام بالانكسار أو التسبب في انكساره على كمية عامل تكوين الهلام
البوليمري polymer gelling agent المستخدم في مائع معالجة البثر؛ ما إذا تم ربط عامل تكوين
5 الهلام البوليمري تشابكيًا أم لا ظروف البئرء الاستخدام المحدد وغيرها من العوامل الأخرى المعروفة
لأصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف.
يمكن أن تشتمل الطريقة كذلك على إزالة الهلام المكسور من البثر. على سبيل Jaa) يمكن إزالة
الهلام المكسور من البثر من خلال تدوير مائع خامل عبر حفرة wellbore fll لغسل all
بواسطة تدفقه وإرجاعه ull أو بواسطة تقنيات ga) معروفة لأصحاب المهارة فى المجال فور 0 الاستفادة من هذا الكشف.
في أحد التجسيدات؛ تكون الطريقة التي تم الكشف عنها هنا طريقة لحفر بئر. فى هذا التجسيد؛
يكون مائع معالجة All عبارة عن مائع حفر أساسه مائى .aqueous—based drilling fluid
تشتمل الطريقة على تدوير مائع حفر أساسه مائي (على سبيل JB طمي حفر أساسه (Sle عبر
حفرة wellbore jill على سبيل المثال؛ يمكن تدوير مائع الحفر من السطح عبر سلسلة أنابيب الحفر drill string ولقمة الحفر drill bit ويعود إلى السطح عبر الحيز الحلقي annulus بين
سلسلة أنابيب الحفر وجدار ثقب الحفر borehole wall يعمل مائع الحفر؛ على سبيل (Ja
على cays تزليق ودعم لقمة الحفر drill bit إزالة مستخرجات الحفر من حفرة البثر wellbore
التحكم في معدلات ضغط التكوين؛ والحفاظ على ثبات حفرة البثر. على سبيل (Jaa) في هذا
التجسيد؛ يمكن أن يعمل عامل المعالجة على منع تَكَوّن القشور على أسطح المعدات السطحية؛ 0 سلسلة أنابيب الحفر drill string وغيرها من المعدات المستخدمة بالنسبة لحفر all
في أحد التجسيدات؛ تكون الطريقة التي تم الكشف عنها هنا طريقة لتكوين صدوع في تكوين جوفي.
في هذا التجسيد؛ يكون مائع ull dallas عبارة عن مائع تصديع وبشتمل كذلك على مجموعة
متنوعة من دقائق الحشو الدعمي. تشتمل الطريقة على: توفير مائع التصديع؛ ضخ مائع التصديع
— 8 2 — عبر حفرة البثر wellbore في التكوين عند ضغط أعلى من درجة ميل صدع التكوين لتكوين صدع في التكوين؛ وضع دقائق الحشو الدعمي في الصدع؛ وإيقاف ضخ مائع التصديع في التكوين. على النحو المستخدم هنا وفي عناصر الحماية المرفقة؛ يعني المصطلح wile التصديع” مائع تصديع «sally ملاط حشو دعمي أو أي نوع آخر من موائع المعالجة التي يتم ضخها في التكوين الجوفي عند ضغط أعلى من درجة ميل صدع التكوين أثناء عملية تصديع تكوين هيدروليكية. يعني المصطلح 'مائع تكوين صدوع بالحشو” مائع تكوين صدوع لا يتضمن دقائق حشو دعمي أولية. يتم استخدام مائع تصديع بالحشو نمطيًا لبدء الصدع أو شبكة الصدوع وبتم حقنه في التكوين في العديد من المراحل. يعني المصطلح JO الحشو الدعمي"” مائع تكوين صدوع لا يتضمن دقائق حشو دعمي أولية. يتم على نحو نمطي استخدام ملاط حشو دعمي بعد بدء إنشاء صدع أو شبكة الصدوع في 0 التكوين وبتم حقنه في التكوين على عدة مراحل. يعني 'الصدع المدعوم" صدع (طبيعي أو بدلا من ذلك) في تكوين جوفي يحتوي على مجموعة متنوعة من دقائق الحشو الدعمي الدقيقة أو دقائق الحشو الدعمى الأولية. يمكن توفير مائع التصديع؛ على سبيل المثال؛ بواسطة خلط مكونات مائع التصديع FIA عند موقع البثر كما هو معروف لأصحاب المهارة فى المجال فور الاستفادة من هذا الكشف. على سبيل المثال» 5 يمكن تضمين دقائق الحشو الدعمي في مائع التصديع بكمية كافية على الأقل لوضع دقائق الحشو الدعمى فى الصدع. يمكن ضخ مائع التصديع عبر حفرة wellbore jill في التكوين عند ضغط أعلى من درجة ميل صدع التكوين لتكوين صدع في التكوين بأي طريقة معروفة لأصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف. على النحو المستخدم هنا dy عناصر الحماية المرفقة؛ تعني "درجة ميل 0 الصدع الخاصة بالتكوين أدنى ضغط مطلوب لإنشاء صدع جديد أو مد صدع قائم في بُعد ما من التكوين. يعني 'تصديع التكوين" تكوين صدع جديد أو تمديد صدع موجود فى أحد الأبعاد فى التكوين. عند إجراء الطريقة المذكورة أعلاه؛ يتم ضخ مائع التصديع عبر حفرة البثر wellbore وعبر واحد أو أكثر من مجاري الدخول في التكوين. على النحو المستخدم هنا وفى عناصر الحماية المرفقة؛
يشير المصطلح "'مجرى وصول" إلى ممر يتيح الاتصال المائعي بين حفرة Jil) والتكوين. تتضمن الأمثلة على مجاري الدخول جلب كمية منزلقة؛ ثقوب مفتوحة؛ ثقوب يتم تكوينها بنفث الماء والثقوب. يمكن تكوين مجاري الدخول في الأماكن غير المغلفة (المفتوحة) والأماكن المغلفة من حفرة Sal wellbore يمكن أن تمتد مجاري الدخول عبر جدار التغليف (إن وجد)؛ الاسمنت المستخدم لتثبيت التغليف casing في مكانه (إن وجد) وجدار حفرة wellbore jill على سبيل المثال؛ يمكن أن a ضخ مائع تكوين الصدوع fracturing fluid التكوين عند ضغط أعلى من درجة ميل الصدع الخاصة بالتكوين وفقًا للطريقة التي تم الكشف عنها شبكة صدوع في التكوين والتي تتضمن صدع أولي واحد على الأقل وصدع دقيق واحد على الأقل. على سبيل المثال؛ يمكن أن يشكّل ضخ مائع تكوين الصدوع fracturing fluid في التكوين عند ضغط أعلى 0 من درجة ميل الصدع الخاصة بالتكوين وفقًا للطريقة التي تم الكشف عنها شبكة صدوع في التكوين والتي تتضمن صدع أولي واحد على الأقل وصدع دقيق واحد على الأقل. يتم وضع دقائق الحشو الدعمي الأولية Glas فقط في الصدع الرئيسي. على النحو المستخدم هنا وفي عناصر الحماية المرفقة؛ يعني إنشاء شبكة صدع في التكوين إنشاء صدع في التكوين إنشاء صدع جديد أو مد شبكة صدع قائمة في بُعد ما من التكوين. يمكن أن 5 تتضمن شبكة الصدوع صدوع رئيسية؛ فروع صدوع (dnd) وصدوع (ARB) سواء مستحثة بواسطة المعالجة بالتصديع أو الطبيعية. يتم تكوين شبكة الصدوع في التكوين وتكون في اتصال مائعي مع حفرة البئثر wellbore على سبيل المثال؛ يتم إنشاء شبكة الصدع بصورة نمطية في منطقة من التكوين تحيط بحفرة Jill وتنتشر من مجرى دخول واحد على الأقل نحو الخارج من حفرة A تميل صدوع دقيقة إلى التمدد إلى الخارج من طرف وحواف الصدوع الرئيسية وفروع الصدع الرئيسي 0 في صورة شجرة متفرعة. يمكن أن تمتد الصدوع الدقيقة بشكل مستعرض حتى مسارات الصدوع الأولية وفروع الصدوع الأولية مما يسمح بوصول الصدوع الأولية وفروع الصدوع الأولية إلى الصدوع الطبيعية وريطها في كل من داخل ويجوار مسارات الصدوع الأولية وفروع الصدوع الأولية. على النحو المستخدم هنا وفي عناصر الحماية المرفقة؛ يعني المصطلح "الصدع الأولي' صدع ممتد من حفرة البثر wellbore ويكون ذو حجم كافي للسماح بوضع دقائق الحشو الدعمي الأولية به. 5 يعني المصطلح 'صدع دقيق" صدع طبيعي يوجد في التكوين» أو صدع ثانوي أو ثلاثي مستحث؛
يمتد من صدع رئيسي أو فرع صدع رئيسي ولا يكون حجمه كافي للسماح بوضع دقائق الحشو الدعمي الأولية به. يمكن أن تتواجد الصدوع الدقيقة وتم إنشائها في كل من المناطق القريبة من حفرة wellbore idl والحقل البعيد من المنطقة. وكنتيجة لذلك؛ يمكن أن تعطي صدوع دقيقة عمق وعرض أكبر لشبكة الصدوع مما ينتج عنه زيادة إنتاج الهيدروكربونات عندما يتم الإنتاج من البئر. على سبيل (JU) يمكن استخدام الطريقة التي تم الكشف عنها بالاشتراك مع تكوين جوفي وحفرة بثر بها شبكة صدع قائمة. على سبيل المثال؛ يمكن ضخ مائع تصديع بالحشو ألا في التكوين وفقًا للطريقة التي تم الكشف عنها. عند مرحلة معينة؛ يمكن نقل مائع التصديع بالحشو إلى ملاط الحشو الدعمي دون إيقاف عملية الضخ أو Vay من ذلك خفض الضغط الهيدروليكي المسلط على التكوين بواسطة المعالجة 0 بالتصديع. كما هو معروف لأصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف؛ إذا لزم الأمر أو إذا كانت هناك رغبة في ذلك؛ يمكن ضخ حبة في التكوين بعد ضخ مائع التصديع بالحشو وقبل ضخ ملاط الحشو الدعمي للسماح بالانتقال من مائع التصديع بالحشو إلى ملاط الحشو الدعمي. يمكن وضع دقائق الحشو الدعمي في الصدع بأية طريقة معروفة لأصحاب المهارة في المجال فور 5 الاستفادة من هذا الكشف. على سبيل المثال؛ يمكن وضع دقائق الحشو الدعمي في الصدع By للطريقة التي تم الكشف عنها بواسطة ضخ مائع التصديع في التكوين لمدة كافية وعند ضغط كافي للتسبب في وضع دقائق الحشو الدعمي في الصدع. يدفع الضغط الهيدروليكي المسلط على التكوين مائع التصديع ودقائق الحشو الدعمي في الصدع. عندما يتم تسليط ضغط على مائع التصديع؛ تبقى دقائق الحشو الدعمي في الصدع. بينما تبقى في مكانها؛ تبقي دقائق الحشو الدعمي الصدع مفتوحًاء 0 مما يؤدي إلى الحفاظ على قدرة المائع على التدفق عبر الصدع إلى حفرة wellbore fll على النحو المستخدم هنا وفي عناصر الحماية المرفقة؛ يتم استخدام المصطلحات "دقيقة الحشو الدعمي الأولية" و'دقيقة الحشو الدعمي التقليدية” تبادليًا وتعني دقيقة حشو دعمي لها توزيع حجم جسيمي 050 يساوي أو أكبر من 100 ميكرون. على سبيل المثال؛ يمكن أن تكون دقائق الحشو الدعمي الأولية المستخدمة في الطريقة التي تم الكشف عنها هنا بتوزيع حجم جسيمي 050 يقع في 5 نطاق يتراوح من حوالي 100 ميكرون إلى حوالي 1200 ميكرون؛ أو أي مجموعة فرعية بين ذلك.
على سبيل المثال؛ يمكن أن تكون دقائق الحشو الدعمي الأولية المستخدمة في الطريقة التي تم الكشف عنها هنا بتوزيع حجم جسيمي DSO يقع في نطاق يتراوح من حوالي 150 ميكرون إلى حوالي 750 ميكرون؛ أو أي مجموعة فرعية بين ذلك. على سبيل المثال» يمكن أن تكون دقائق الحشو الدعمي الأولية المستخدمة في الطريقة التي تم الكشف عنها هنا بتوزيع حجم جسيمي D530 5 يقع في نطاق يتراوح من حوالي 175 ميكرون إلى حوالي 400 ميكرون» أو أي مجموعة فرعية بين ذلك. بعيدًا عن التعريف الوارد أعلاه لدقائق الحشو الدعمي الأولية؛ لا ينبغي تفسير المعدل "أولي" بكونه مقيدًا بأي حال من الأحوال. على النحو المستخدم هنا وفي عناصر الحماية المرفقة؛ يعني المصطلح "دقيقة حشو دعمي أولية" دقيقة بتوزيع حجم جسيمي 050 أقل من 100 ميكرون. على سبيل المثال؛ يمكن أن تكون دقائق 0 الحشو الدعمي الدقيقة المستخدمة في الطريقة التي تم الكشف عنها هنا بتوزيع حجم جسيمي 050 يقع في نطاق يتراوح من حوالي 1 ميكرون إلى حوالي 99 ميكرون» أو أي مجموعة فرعية بين ذلك. على سبيل المثال؛ يمكن أن تكون دقائق الحشو الدعمي الدقيقة المستخدمة في الطريقة التي تم الكشف عنها هنا بتوزيع حجم جسيمي DSO يقع في نطاق يتراوح من حوالي 5 ميكرون إلى حوالي ميكرون؛ أو أي مجموعة فرعية بين ذلك. على سبيل (JB يمكن أن تكون دقائق shall 5 الدعمي الدقيقة المستخدمة في الطريقة التي تم الكشف عنها هنا بتوزيع حجم جسيمي 050 يقع في نطاق يتراوح من حوالي 5 ميكرون إلى حوالي 50 ميكرون» أو أي مجموعة فرعية بين ذلك. على النحو المستخدم هنا وفي عناصر الحماية المرفقة؛ يعني 'توزيع الحجم الجسيمي 050" لمادة دقائقية ded القطر الجسيمي عند 9650 في التوزيع التراكمي. يمكن اختيار حجم دقائق الحشو الدعمي بناءً على حجم الصدوع والعوامل الأخرى المعروفة لأصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة 0 من هذا الكشف. يمكن تضمين أي نوع من دقائق الحشو الدعمي الأولية المعروفة لأصحاب المهارة في المجال المناسبة للاستخدام في فتح الصدوع الرئيسية في التكوينات الجوفية في مائع التصديع. تتضمن دقائق الحشو الدعمي الأولية المناسبة جميع أشكال المواد؛ Lay في ذلك المواد الدائرية إلى حدٍ كبير؛ مواد ذات نسبة الباعية منخفضة إلى مرتفعة؛ مواد ليفية؛ مواد متعددة الأضلاع (مثل المواد المكعبة)؛ 5 وخلائط منها. على سبيل المثال؛ يمكن اختيار دقائق الحشو الدعمي الأولية المناسبة من مجموعة
من الرمل؛ قشور (all دقائق حشو دعمي مغلفة مسبقًا براتنج» دقائق حشو دعمي تخليقية» وخلائط منها. على سبيل (Jha) تكون دقيقة الحشو الدعمي الأولية المناسبة للاستخدام هنا Ble عن doy على سبيل المثال؛ يمكن تضمين دقائق الحشو الدعمي الأولية في مائع تكوين الصدوع fracturing Ud fluid 5 للطريقة التي تم الكشف عنها بكمية تتراوح من حوالي0.001198 إلى isa 0.7189 كيلوجرام/لتر من مائع تكوين الصدوع fracturing fluid على سبيل (Sa (JO خلط دقائق الحشو الدعمي الأولية مع مائع تكوين الصدوع بكمية تتراوح من حوالي0.001198 إلى حوالي0.1198 كيلوجرام من الملاط. على سبيل المثال؛ يمكن خلط دقائق الحشو الدعمي الأولية مع مائع تكوين الصدوع fracturing fluid بكمية تتراوح من حوالي0.002995 إلي حوالي
0 0.01198 كيلوجرام/لتر من الملاط. يمكن أن تكون دقائق الحشو الدعمي الدقيقة المستخدمة في الطريقة التي تم الكشف عنها أي نوع من دقائق الحشو الدعمي الدقيقة المناسبة للاستخدام في فتح الصديوع الدقيقة في التكوينات الجوفية كما هو معروف لأصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف. تتضمن دقائق الحشو الدعمي الدقيقة المناسبة جميع أشكال المواد؛ La في ذلك المواد الدائرية إلى حدٍ كبير؛ مواد ذات
سبة الباعية منخفضة إلى مرتفعة؛ مواد ليفية؛ مواد متعددة الأضلاع (مثل المواد المكعبة)»؛ وخلائط منها. على سبيل المثال؛ يمكن استخدام أنواع دقائق الحشو الدعمي المستخدمة نمطيًا كدقائق حشو دعمي أولية FES حشو دعمي دقيقة. على سبيل المثال؛ يمكن توصيل دقائق الحشو الدعمي الدقيقة إلى موقع Jal في صورة ملاط. يمكن إنتاج دقائق الحشو الدعمي الدقيقة Lad في مائع التصديع.
0 تتضمن الأمثلة على دقائق الحشو الدعمي الدقيقة التي يمكن استخدامها رمل (على سبيل المثال da) طبيعي)؛ بوكسيت؛ مواد حشو دعمي خزفية؛ مواد زجاجية؛ مواد بوليمرية؛ مواد بولي تترا فلورو إيثيلين» رماد متطاير» مسحوق السيليكا؛ء قطع من قشور البذورء قطع من نوى الفاكهة؛ مواد دقائقية مركبة تتضمن مواد دقائقية خشبية مركبة؛ قطع من قشور المكسرات التي تتضمن قشور البندق (على سبيل المثال» قشور البندق المطحونة)؛ دقائق حشو دعمي مغلفة مسبقًا براتنج Jay io معلف مسبقًا
5 براتنج؛ دقائق حشو دعمي تخليقية غير قابلة للتحلل؛ وخلائط منها. تتضمن الأمثلة على دقائق
الحشو الدعمي التخليقية بوكسيت؛ مواد خزفية؛ ومواد دقائقية بوليمرية مركبة. تتضمن المواد الدقائقية المركبة المناسبة مادة رابطة ومادة مالئة حيث تتضمن المواد المالئة المناسبة السيليكاء الألوميناء كريون مدخن؛ أسود الكريون؛ جرافيت؛ SB (Se أكسيد التيتانيوم» ميتا-سيليكات؛ سيليكات الكالسيوم؛ كاولين» تلك» زيركونياء بورون؛ رماد متطاير» كريات دقيقة زجاجية مجوفة؛ زجاج صلب؛ وتوليفات منها. على سبيل المثال؛ يمكن اختيار دقائق الحشو الدعمي الدقيقة من المجموعة التي تتكون من دقيق السليكاء خرزات زجاجية؛ رماد متطاير» مواد خزفية؛ بوكسيت؛ مواد بوليمرية؛ مواد مركبة بوليمرية؛ ميكاء وتوليفات مما سبق. على سبيل المثال؛ يمكن اختيار دقائق الحشو الدعمي الدقيقة من المجموعة التي تتكون من دقيق (Sul) رماد متطاير» مواد خزفية؛ مواد مركبة بوليمرية وتوليفات مما سبق. 0 تتضمن الأمثلة على دقائق الحشو الدعمي الدقيقة المتوفرة تجاريًا التي يمكن استخدامها في الطريقة التي تم الكشف عنها دقائق الحشو الدعمي الدقيقة المصنعة بواسطة Zeeospheres Ceramics, LLC والمباعة باسم 'Zeeospheres™ N-200" و .'Zeeospheres™ N-600" على سبيل المثال؛ يمكن تضمين دقائق الحشو الدعمي الدقيقة في مائع التصديع وفقًا للطريقة التي تم الكشف عنها بكمية كافية على الأقل لوضع دقائق الحشو الدعمي الدقيقة في صدع دقيق. على سبيل المثال؛ (So خلط دقائق الحشو الدعمي الدقيقة مع مائع تكوين الصدوع fracturing fluid Gag للطريقة التي تم الكشف عنها بكمية تتراوح من حوالي0.001198 إلى حوالي0.2396 كيلوجرام/لتر من مائع تكوين الصدوع fracturing fluid على سبيل المثال» يمكن خلط دقائق الحشو الدعمي الدقيقة مع مائع تكوين الصدوع بكمية تتراوح من حوالي 0.005991 إلي حوالي 2 كيلوجرام/لتر من مائع تكوين الصدوع fracturing fluid على سبيل (JB يمكن خلط 0 دقائق الحشو الدعمي الدقيقة مع مائع تكوين الصدوع بكمية تتراوح من حوالي0.011982 إلي حوالي 1 كيلوجرام/لتر من مائع تكوين الصدوع fracturing fluid يتسبب توقف ضخ ملاط الحشو الدعمي في التكوين الجوفي Gay للطريقة التي تم الكشف عنها في أن ينخفض الضغط الذي يتم عنده ضخ ملاط الحشو الدعمي في التكوين إلى أقل من درجة ميل الصدع الخاصة بالتكوين. على سبيل Jal بمجرد إيقاف ضخ ملاط الحشو الدعمي في التكوين؛ 5 أو يتم خفض الضغط في التكوين Va من ذلك إلى أقل من ميل الصدع بالتكوين؛ يميل الصدع
(الصدوع) في التكوين إلى أن يغلق فوق دقائق الحشو الدعمي به. تسمح القنوات الموصلة التي يتم تكوينها بواسطة دقائق الحشو الدعمي بتدفق الهيدروكربونات خلال شبكة الصدوع إلى حفرة Sal wellbore ,8 النهاية إلى السطح حيث (Sa استخلاصها. وفقًا للطريقة التي تم الكشف عنهاء عندما يتم إيقاف ضخ مائع التصديع في التكوين أو يتم خفض الضغط الذي عنده يتم ضخ مائع التصديع في التكوين بدلا من ذلك إلى أقل من ميل الصدع بالتكوين؛ يمكن أن يعمل الصدع الذي تم تكوينه في التكوين OY يغلق. مع ذلك؛ تمنع دقائق الحشو الدعمي الصدع من الإغلاق تمامًا أو Yay من ذلك توفر مسارات مائع موصلة عبر الصدع. يوفر الصدع المدعوم الناتج واحدة أو أكثر من القنوات الموصلة التي من خلالها يمكن أن تتدفق الموائع في التكوين من التكوين إلى حفرة البثر wellbore على النحو المستخدم هنا وفي عناصر الحماية 0 المرفقة؛ ما لم يذكر خلاف ذلك؛ يتضمن المصطلح "الصدع" ويضم صدوع رئيسية وصدوع دقيقة. على سبيل المثال؛ عندما يعمل عامل المعالجة الخاص بمائع تكوين الصدوع fracturing fluid المستخدم في طريقة التصديع في صورة مثبط تكون قشور (Sad scale inhibitor استخدامه بكمية كافية لتثبيط تَكَوْن القشور على أسطح مجاري الدخول؛ أنابيب الإنتاج production tubing والمعدات المرتبطة بالإنتاج من البثر. يمكن وضع عامل المعالجة بواسطة مائع تكوين الصدوع fracturing fluid 5 في مصفوفة الخزان لخلطه laa مع الموائع المنتجة. على سبيل المثال؛ سيقوم الماء الذي يتحرك خلال الخزان نحو حفرة البثر wellbore أثناء الإنتاج بإذابة كمية كافية من مثبط تَكَوْن القشور لتثبيط 386 القشور على أسطح مجاري الدخول؛ أنابيب الإنتاج production tubing والمعدات المرتبطة بالإنتاج من البئر. على سبيل المثال؛ عندما يشتمل مائع التصديع كذلك على عامل تكوين الهلام الموجود بكمية LAS 0 - لتكوين هلام وزيادة لزوجة مائع التصديع؛ يمكن أن يعمل عامل المعالجة الموجود بمائع تكوين الصدوع fracturing fluid كمثبت هلام ويوجد بكمية كافية لتثبيت الهلام عند درجة حرارة أعلى من درجة الحرارية التي قد يكون عندها الهلام ثابت بدون عامل المعالجة. يزيد الهلام لزوجة مائع التصديع؛ مما يسهل؛ على سبيل المثال؛ تكوين الصدوع وساعد في تعليق ومنع ترسيب دقائق الحشو الدعمي في مائع التصديع. يسمح عامل المعالجة بالحفاظ على اللزوجة حتى عند درجة حرارة 5 عالية. وبتصديع el) يمكن تحسين إنتاجية البثر.
في تجسيد AT تكون الطريقة التي تم الكشف عنها هنا طريقة لتحميض بثر. على سبيل المثال؛ يمكن استخدام الطريقة لمعالجة بئر treating a well بواسطة التحميض المصفوفي. في هذا التجسيد؛ يكون مائع معالجة Jill عبارة عن مائع تحميض يشتمل AIX على حمض واحد على الأقل Ae) سبيل المثال؛ غالبًا ما يستخدم مزيج حمض). سوف يعتمد نوع (أنواع) الحمض المستخدم؛ على سبيل المثال؛ على نوع التكوين الذي يتم تحمضيه. على سبيل المثال؛ غالبًا ما يستخدم حمض الهيدروكلوريك (HCI) hydrochloric acid للتحميض المصفوفي لتكوين كريونات. Jails طريقة هذا التجسيد على توفير مائع التحميض؛ وضخ مائع التحميض عبر حفرة All 63 في التكوين لتحميض التكوين. يتم تحميض التكوين Bg للطريقة التي تم الكشف عنها هنا كما هو معروف لأصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف. على سبيل المثال؛ 0 في هذا التجسيد؛ يمكن أن يعمل عامل المعالجة على تثبيط 38 القشور على أسطح Glas الدخول» أنابيب الإنتاج production tubing والمعدات المرتبطة بالإنتاج من البثر. يمكن وضع عامل المعالجة بواسطة مائع التحميض في مصفوفة الخزان لخلطه Ba مع الموائع المنتجة. على سبيل المثال» سيقوم الماء الذي يتحرك خلال الخزان نحو حفرة البثر wellbore أثناء zy) بإذابة كمية كافية من مثبط 36( القشور لتثبيط تَكَوَن القشور على أسطح مجاري الدخول؛ أنابيب الإنتاج production tubing 5 والمعدات المرتبطة بالإنتاج من البثر. في تجسيد آخر» تكون الطريقة التي تم الكشف عنها هنا طريقة لتكوين حشوة حصى في بئر. على سبيل المثال» يمكن تركيب حشوة الحصى قرب فاصل الإنتاج غير المترابط أو المترابط بشكل حر لتقليل إنتاج المادة الدقائقية particulate material مثل الرمل بمساعدة الهيدروكريونات من البثر. في هذا التجسيد؛ يكون مائع معالجة Ad) عبارة عن مائع حشو بالحصى الذي يشتمل كذلك على 0 حصى. على النحو المستخدم هنا وفي عناصر الحماية المرفقة؛ يعني المصطلح "الحصى"” ويتضمن أي نوع من المواد الدقائقية التي يمكن استخدامها لتكوين غربال دقائق حشوة حصى. تتضمن الأمثلة على الحصى الذي يمكن تضمينه في مائع معالجة البئر الذي تم الكشف عنه هنا مواد دقائقية من السليكا (على سبيل المثال؛ الرمل)؛ دقائق الحشو الدعمي الخزفية مع ودون تغليف بالراتنج؛ المواد الدقائقية من الألوميناء المواد الدقائقية البوليمرية بما في ذلك المواد الدقائقية البوليمرية التخليقية؛ 5 المواد الدقائقية من أكسيد الفلز والمواد الأخرى المستخدمة كمواد حشو دعمي دقائقية. على سبيل
— 3 6 —
المثال؛ يمكن أن يكون الحصى عبارة عن رمل كبير الحبيبات. على سبيل المثال؛ يمكن أن يكون
الحصى بتوزيع حجم جسيمي 050 يقع في نطاق يتراوح من حوالي 50 ميكرون إلى حوالي 5
ملليمتر. على سبيل (JE) يمكن أن يكون الحصى بتوزيع حجم جسيمي 050 يقع في نطاق يتراوح
من حوالي 100 ميكرون إلى حوالي 2 ملليمتر. يمكن اختيار نوع وحجم الحصى tly على نوع
وحجم المادة الدقائقية particulate material المراد فحصها بواسطة sale الحشو الدعمي بالحصى
والعوامل الأخرى المعروفة لأصحاب المهارة فى المجال فور الاستفادة من هذا الكشف.
تشتمل طريقة تكوين حشوة حصى في i على: توفير مائع الحشو بالحصى؛ ضخ مائع الحشو
بالحصى في البثر 3 وضع الحصى حول Jue للتحكم في الرمل لتكوين حشوة حصى قرب فاصل
إنتاج يحتوي على المادة الدقائقية ¢particulate material وايقاف ضخ ملاط حشوة الحصى في wellbore idl ses 0 إذا لم يكن غربال للتحكم في الرمل في مكانه بالفعل» يمكن أن تشتمل الطريقة
كذلك خطوة؛ قبل وضع الحصى حول Jug للتحكم في الرمل؛ وضع Ju للتحكم في الرمل قرب
فاصل الإنتاج الذي يحتوي على المادة الدقائقية .particulate material
على النحو المستخدم هنا وفي عناصر الحماية المرفقة؛ يعني "غربال التحكم في الرمل" غربال؛
بطانة بها شقوق أو جهاز أو بنية أخرى يمكن استخدامها لتكوين حشوة حصى في بئر. يعني 'فاصل 5 إنتاج" تكوين أو منطقة أو فاصل بها يحتوي على الهيدروكربونات التي يتم إنتاجها بواسطة البثر.
يعني 'قرب" بجوار؛ قريب من؛ أو في فاصل الإنتاج. تعني مادة دقائقية الرمل أو نوع آخر من المواد
الدقائقية.
يمكن وضع Jug التحكم في الرمل قرب فاصل الإنتاج بأية طريقة معروفة لأصحاب المهارة في
المجال فور الاستفادة من هذا الكشف. على سبيل المثال» يمكن إنزال Jue التحكم في الرمل في خف البثر wellbore على سلسلة تشغيل ووضعه في الموضع المرغوب فيه. على سبيل المثال؛
يمكن تكوين غريال التحكم في الرمل من المعدن أو الصلب.
يمكن توفير ملاط حشوة الحصى؛ على سبيل المثال؛ بواسطة خلط مكونات مائع الحشو بالحصى
li عند موقع il كما هو معروف لأصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف.
— 7 3 — على سبيل (Jad) يمكن تضمين الحصى في مائع التصديع بكمية كافية على الأقل لتكوين حشوة حصى في البثر. يمكن ضخ مائع الحشو بالحصى في البئر بأية طريقة معروفة لأصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة من هذا الكشف. على سبيل المثال؛ يمكن ضخ حشوة الحصى في jill باستخدام واحدة أو أكثر من المضخات 000705. يتم ضخ مائع الحشو بالحصى عبر حفرة jill 1761/5038 وعبر واحد أو أكثر من مجاري الدخول في التكوين. يمكن وضع الحصى حول Jue التحكم في الرمل لتكوين حشوة حصى قرب فاصل J لإنتا z بواسطة ضخ مائع الحشو بالحصى في Jo) ll سبيل المثال؛ أسفل سلسلة التشغيل) وفي الحيز الحلقي Mall annulus تم تكوينه بين غريال التحكم في الرمل وتغليف البثر المثتقوب (إذا كان Dall 0 مغلقًا) أو منطقة الإنتاج مفتوحة الثقوب (إذا لم يكن البئر (We على سبيل المثال؛ إما يتدفق المائع القاعدي في التكوين أو يعود إلى السطح بواسطة التدفق عبر Jue التحكم في الرمل أو كليهما. في أي من الحالتين؛ يتم ترسيب الحصى بشكل متحد المركز حول Ju التحكم في الرمل لتكوين حشوة حصى. على سبيل المثال» تكون حشوة الحصى شديدة النفاذية لتدفق الموائع الهيدروكربونية hydrocarbon fluids لكن تمنع تدفق المادة الدقائقية particulate material المحمولة بواسطة 5 1 الموائع الهيدروكريونية من فاصل الإنتاج. على سبيل (Jbl عندما يعمل عامل المعالجة الخاص بمائع الحشو بالحصى المستخدم في طريقة الحشو بالحصى فى صورة مثبط تكون قشور inhibitor 50816,؛ فيمكن استخدامه بكمية كافية لتثبيط 35( القشور على أسطح مجاري الدخول؛ أنابيب الإنتاج production tubing والمعدات المرتبطة بالإنتاج من البثر. يمكن وضع عامل المعالجة بواسطة مائع الحشو بالحصى في مصفوفة الخزان 0 لخلطه لاحقًا مع الموائع المنتجة. على سبيل (Jil سيقوم الماء الذي يتحرك خلال الخزان نحو حفرة البثر wellbore أثناء الإنتاج بإذابة كمية كافية من مثبط تَكَوْن القشور لتثبيط تَكَوْن القشور على أسطح مجاري الدخول؛ أنابيب الإنتاج production tubing والمعدات المرتبطة بالإنتاج من البثر.
— 3 8 —
على سبيل المثال؛ عندما يشتمل مائع الحشو بالحصى كذلك على عامل تكوين الهلام الموجود بكمية
كافية لتكوين هلام وزيادة لزوجة مائع معالجة ull يمكن أن يعمل عامل المعالجة الموجود بمائع
الحشو بالحصى كمثبت هلام ويوجد بكمية كافية لتثبيت الهلام عند درجة حرارة أعلى من درجة
الحرارية التي قد يكون عندها الهلام ثابت بدون عامل المعالجة . يؤدي الهلام إلى زيادة لزوجة مائع الحشو بالحصى ٠ مما يسهل؛ على سبيل المثال « تعليق ومنع ترسيب الحصى في مائع الحشو
بالحصى. يسمح عامل المعالجة بالحفاظ على اللزوجة حتى عند درجة حرارة عالية.
مائع معالجة all الذي أساسه مائي
إن مائع معالجة البئر الذي أساسه مائي الذي تم الكشف die هنا عبارة عن مائع معالجة Sill
المستخدم في الطريقة التي تم الكشف عنها ووصفها أعلاه.
0 على سبيل (JB في أحد التجسيدات؛ يكون مائع معالجة ja الذي أساسه مائي الذي تم الكشف عنه هنا عبارة عن مائع حفر أساسه مائي aqueous—based drilling fluid يتم استخدامه لحفر آبار في تكوين جوفي. بالإضافة إلى المائع القاعدي المائي وعامل تكوين الهلام؛ يمكن أن يتضمن مائع الحفرء على سبيل المثال؛ واحدة أو أكثر من مواد ثقل؛ مواد إضافة للتحكم في فقدان المائع؛ مواد تجسير» مواد مزلقة؛ مثبطات تآكل و/أو عوامل تعليق.
5 على سبيل المثال؛ يكون مائع معالجة البئر الذي أساسه مائي الذي تم الكشف die هنا عبارة عن مائع حث أساسه مائي. على سبيل (JE يمكن أن يكون مائع معالجة all عبارة عن مائع تحميض؛ وبشتمل كذلك على واحد أو أكثر من المركبات الحمضية. على سبيل المثال» يمكن استخدام مائع dallas البئر الذي تم الكشف die هنا لتحميض حصوات الرمل وتكوبنات الكربونات. على سبيل المثال» يمكن أن يكون مائع المعالجة عبارة عن مائع تكوين صدوع fracturing fluid
يشتمل على مجموعة من دقائق الحشو الد عمي .
على سبيل المثال؛ في تجسيد OAT يكون مائع معالجة a الذي أساسه مائي الذي تم الكشف
عنه هنا عبارة عن مائع حشو بالحصى أساسه مائي ويشتمل كذلك على الحصى.
يمكن أن تؤثر الموائع؛ التركيبات والطرق التوضيحية التي تم الكشف عنها بشكل مباشر أو غير
مباشر على واحد أو أكثر من المكونات أو قطع المعدات المرتبطة بتحضير؛ توصيل؛ sale) التقاط
إعادة تدوير» sale] استخدام» و/أو إزالة الموائع؛ التركيبات والطرق التي تم الكشف lie تعرض
الأشكال 1 و2 عملية تصديع نمطية. على سبيل المثال» وبالإشارة إلى الشكل 1؛ يمكن أن تؤثر الموائع» التركيبات والطرق التي تم الكشف عنها بشكل مباشر أو غير مباشر على واحد أو أكثر من مكونات أو قطع المعدات المرتبطة بنظام تكوين صدوع توضيحي 10( By لواحد أو أكثر من التجسيدات. في حالات معينة؛ يتضمن النظام جهاز إنتاج مائع تكوين صدوع fracturing fluid 20 (على سبيل المثال؛ لإنتاج مائع تصديع حشوة و/ أو ملاط حشو دعمي للاستخدام في الطريقة التي تم الكشف عنها)؛ مصدر مائع fluid 6 30؛ مصدر مادة proppant source aca sda 40؛ ومضخة ونظام خلط 50. يوجد النظام 10 عند السطح عند موقع il) حيث توجد البثر 60. على سبيل المثال» يقوم جهاز إنتاج
0 ماتع تكوين الصدوع fracturing fluid 20 بمزج مادة منتجة لهلام مع مائع Je) سبيل المثال؛ سائل أو سائل إلى حدٍ كبير) من مصدر مائع fluid source 30؛ لإنتاج مائع تكوين صدوع fracturing fluid مميّه (على سبيل المثال؛ مائع الحشوة و/أو ملاط حشو دعمي ly في الطريقة التي تم الكشف عنها هنا) الذي يتم استخدامه لتصديع التكوين. يمكن أن يكون مائع تكوين الصدوع fracturing fluid المميّه عبارة عن مائع جاهز في عملية معالجة بتحفيز الصدع في البثر 60 أو
5 ناتج تركيز يتم ad) إضافة مائع إضافي قبل الاستخدام في عملية تحفيز الصدع الخاصة بالبئر 60. في حالات (Sa coal إزالة جهاز إنتاج مائع تكوين الصدوع fracturing fluid 20 وبتم الحصول على مائع تكوين الصدوع Bale من مصدر المائع 3.30fluid source حالات dime على النحو المناقش أعلاه؛ يمكن أن يشتمل مائع تكوين الصدوع على أي واحد أو أكثر من: ماء؛ مائع هيدروكريوني» هلام بوليمري؛ رغوة» هواء» غازات رطبة» و/أو موائع أخرى.
0 يمكن أن يتضمن مصدر sale الحشو الدعمي 40proppant source ويوفر sale الحشو الدعمي Al) تتضمن دقائق الحشو الدعمي الدقيقة ودقائق الحشو الدعمي الأولية الواردة في الطريقة التي تم الكشف (Lie لمزجها مع مائع تكوين الصدوع Je) fracturing fluid سبيل المثال؛ مائع الحشوة وملاط الحشو الدعمي) حسب الحاجة. كما يمكن أن يتضمن النظام مصدر مادة إضافة additive source 70 يمكن أن يوفر الدقائق المتبقية من دلفنة السبيكة المعدنية القابلة للتحلل
5 الخاصة بمائع معالجة البئر الذي تم الكشف die وواحدة أو أكثر من مواد الإضافة Ae) سبيل
المثال» عوامل إكساب القوام» عوامل (JB و/أو مواد إضافة اختيارية أخرى على النحو المناقش أعلاه) لتغيير خواص ماتع التصديع (على سبيل المثال؛ مائع الحشو و/أو ملاط الحشو الدعمي). على سبيل المثال» يمكن تضمين مواد الإضافة التي يتم الحصول عليها من مصدر مادة الإضافة 0 لتقليل الاحتكاك الناتج عن الضخ لتقليل أو التخلص من تفاعل المائع تجاه التكوين الجيولوجي حيث يتم تكوين ll لتعمل كمواد خافضة للتوتر السطحي؛ و/أو تقوم بوظائف أخرى. على سبيل المثال» يمكن أن يستقبل نظام المضخة والخلاط 50 مائع التصديع (على سبيل (Jaa المائع الحامل القاعدي) ويمزجه مع مكونات أخرى؛ lly تتضمن دقائق حشو دعمي يتم الحصول عليها من مصدر مادة الحشو الدعمي source 4001000811 و/أو مائع إضافي ومواد إضافة أخرى من مصدر مادة الإضافة 70. يمكن ضخ الخليط الناتج في البثر 60 تحت ضغط كافٍ 0 ا لإنشاء أو تعزيز واحد أو JST من الصدوع في منطقة جوفية محكمة؛ على سبيل المثال؛ لتحفيز إنتاج الموائع من المنطقة. aad في حالات معينة؛ أنه يمكن تجهيز الجهاز المنتج لمائع تكوين الصدوع fracturing fluid 20« مصدر المائع 30fluid source مصدر مادة الحشو الدعمي source 4001000801؛ و/أو مصدر مادة الإضافة 70 بواحدة أو أكثر من وسائل القياس (غير (daa gall للتحكم في تدفق الموائع؛ الدقائق المتبقية من دلفنة السبيكة المعدنية القابلة للتحلل» دقائق 5 الحشو الدعمي» و/أو تركيبات أخرى إلى نظام المضخة والخلاط 50. تسمح أجهزة القياس المذكورة بأن يصدر نظام الضخ والخلاط 50 من واحد؛ أو بعض من المصادر المختلفة أو جميعها في وقتٍ ماء ويمكن أن تسهل تحضير موائع تكوين الصدوع وفقًا للكشف الحالي باستخدام طرق الخلط المستمر أو 'السريع". وهكذاء على سبيل المثال؛ يمكن أن يوفر نظام الضخ والخلاط 50 مائع تكوين الصدوع fracturing fluid فقط (على سبيل المثال؛ مائع الحشوة) في البثر في بعض الأحيان؛ ملاط حشو 0 دعمي فقط في بعض الأحيان؛ دقائق حشو دعمي في أحيان أخرى؛ وتوليفات من هذه المكونات في أوقات أخرى أيضًا. يعرض الشكل 2 البئر 60 أثناء عملية تكوين صدوع في ohn من تكوين جوفي محل اهتمام 102 (على سبيل JE منطقة جوفية) يحيط بحفرة J 104. على سبيل المثال؛ يمكن أن يتضمن التكوين محل الاهتمام واحد أو أكثر من التكوينات الجوفي أو جزءِ من تكوين جوفي.
تمتد حفرة wellbore jill 104 من السطح 106؛ aig استخدام مائع تكوين الصدوع fracturing fluid 108 (على سبيل المثال؛ مائع الحشوة وملاط الحشو الدعمي) على gia من التكوين الجوفي 2 الذي يحيط gall الأفقي لحفرة wellbore jill بالرغم من توضيحها في اتجاه رأسي ينحرف pas اتجاه أفقي»؛ إلا أنه يمكن أن تتضمن حفرة Ad) 104 أنواع من أشكال حفرة بثر هندسية واتجاهات أفقية؛ رأسية؛ مائلة؛ مجوفة؛ وأخرى؛ ويمكن تطبيق المعالجة بالتصديع على منطقة جوفية تحيط sha من حفرة البثر. يمكن أن تتضمن حفرة البئثر 104 تغليفًا 110 يتم تثبيته بالأسمنت أو تثبيته بجدار حفرة البئثر ©500ا10076. يمكن أن تكون حفرة ll 104 غير مغلفة أو تتضمن أقسام غير مغلفة. يمكن تكوين ثقوب في التغليف casing 110 للسماح بتدفق موائع تكوين الصدوع و/أو مواد أخرى في التكوين الجوفي 102. في الآبار المغلفة. يمكن تكوين الثقوب باستخدام شحنات 0 مشكلة؛ مسدس تثقيب؛ النفث المائي و/أو أدوات أخرى. يتم توضيح أن البثر مزود بسلسلة أنابيب تشغيل work string 112 من السطح surface 106 إلى داخل wellbore jill sea 104. يمكن إقران نظام المضخة والخلاط 50 بسلسلة أنابيب تشغيل work string 112 لضخ مائع تكوين الصدوع fracturing fluid 108 في حفرة البئثر 4. قد تتضمن سلسلة أنابيب التشغيل 112 أنابيب ملتفة؛ أنبوب متصل» و/أو بنيات أخرى تسمح 5 بتدفق المائع في حفرة wellbore jill 104. يمكن أن تتضمن سلسلة أنابيب التشغيل 112 أجهزة تحكم في (axl) صمامات تحويل؛ (Mle و/أو أدوات أخرى أو أجهزة بثر تتحكم في تدفق المائع من gal) الداخلي لسلسلة أنابيب التشغيل 112 في التكوين الجوفي 102. على سبيل Jad) يمكن أن تتضمن سلسلة أنابيب التشغيل 112 منافذ موضوعة بجوار جدار wellbore ill sia لتوصيل مائع تكوين الصدوع fracturing fluid 108 مباشرةً إلى التكوين الجوفي 102؛ و/أو يمكن أن 0 تتضمن سلسلة أنابيب التشغيل 112 منافذ تتم مباعدتها عن جدار sa البثر wellbore لتوصيل مائع تكوين الصدوع 108 إلى حيز حلقي في حفرة Jil) بين سلسلة أنابيب التشغيل 112 وجدار حفرة wellbore yl يمكن أن تتضمن سلسلة أنابيب التشغيل 112 و/أو حفرة al 104 مجموعة واحدة أو أكثر من الحشوات 114 التي تقوم بإحكام إغلاق الحيز الحلقي 8001/05 الموجود بين سلسلة أنابيب التشغيل 5 112 وحفرة البثر wellbore 104 لتحديد فاصل حفرة البثر 104 الذي يتم فيه إدخال مائع تكوين
الصدوع fracturing fluid 108. يعرض الشكل 4 اثنين من الحشوات 114 تحدد إحداها حد أعلى pall للفاصل وتحدد الأخرى الطرف أسفل alt للفاصل. عند إدخال ماتئع تكوين الصدوع Ae) 108 fracturing fluid سبيل المثال مائع تصديع الحشوة) في حفرة wellbore jill 104 (على سبيل المثال؛ في الشكل 4؛ منطقة حفرة Jill 104 الموجودة بين الحشوات 114) عند ضغط هيدروليكي (lS يتم إنشاء واحد أو أكثر من الصدوع الأولية 116 والصدوع الدقيقة 118 في المنطقة الجوفية 102. مثلما هو موضح؛ انتشرت صديع الدقيقة من أو بالقرب من أطراف وحواف الصدوع الرئيسية 116. يمكن أن تدخل دقائق الحشو الدعمي الأولية الموجودة في مائع التصديع 108 (على سبيل المثال؛ ملاط الحشو الدعمي) في الصدوع 116 حيث يمكن أن تظل بعد تدفق مائع التصديع خارج حفرة wellbore jill على النحو الموصوف أعلاه. (Sa 0 أن تعمل دقائق الحشو الدعمي الأولية المذكورة على 'تدعيم” الصدوع 116 بحيث يمكن أن تتدفق الموائع بحرية خلال الصدوع 116. على نحو مماثل؛ تدخل دقائق الحشو الدعمي الدقيقة الموجودة في مائع التصديع 108 (على سبيل المثال؛ مائع الحشو وملاط الحشو الدعمي) في الصدوع 118 حيث يمكن أن تظل بعد تدفق مائع التصديع خارج حفرة wellbore jill على النحو الموصوف أعلاه. تقوم دقائق الحشو الدعمي الأولية ودقائق الحشو الدعمي الدقيقة ب ae x الصدوع 5 116 و118,؛ على التوالي؛ بحيث يمكن أن تتدفق الموائع بحرية أكثر خلال الصدوع 116 و118. بينما لم يتم توضيحه بشكل خاص هناء فيمكن أن تؤثر الموائع؛ التركيبات والطرق التي تم الكشف عنها بشكل مباشر أو غير مباشر على أي معدات نقل أو توصيل مستخدمة لنقل التركيبات إلى نظام تكوين صدوع 10 Jie على سبيل المثال» أي أوعية (Jo مجاري؛ خطوط أنابيب؛ شاحنات؛ عناصر أنبوبية؛ و/أو أنابيب مستخدمة لتحريك التركيبات Gaile من أحد المواقع إلى OAV أية 0 مضخات؛ ضواغط أو محركات مستخدمة لدفع التركيبات نحو الحركة؛ أي صمامات أو وصلات ذات صلة مستخدمة لتنظيم ضغط أو معدل تدفق التركيبات» وأي مستشعرات (أي؛ الضغط ودرجة الحرارة)؛ مقاييس؛ و/أو توليفات منهاء وما شابه. الأمثلة
— 3 4 — توضح الأمثلة التالية التجسيدات المحددة المتوافقة مع الكشف الحالي ولكنها لا تحد من مجال الكشف أو عناصر الحماية المرفقة. يتم التعبير عن التركيزات والنسب المئوية بالوزن ما لم تتم الإشارة إلى ما يخالف ذلك. المثال "تم اختبار حمض فولفيك fulvic acid كمثبت هلام للهلام الذي تم تكوينه باستخدام عامل تكوين الهلام من دايوتان diutan تم تحضير il قاعدي base fluid من براين بواسطة دمج بروميد الصوديوم مع ماء عذب. كان بروميد الصوديوم موجودًا في المائع القاعدي بكمية تبلغ 1.15033 كيلوجرام/لتر من الماء العذب. كان عامل تكوين الهلام المستخدم في الاختبارات عبارة عن عامل تكوين هلام من دايوتان diutan 0 متوفر من (Halliburton Energy Services, Inc بالاسم التجاري عامل تكوين الهلام WG— 8 3 ™ . تم تحضير اثنين من موائع الاختبار؛ مائع الاختبار (أ) ومائع الاختبار (ب). تم تحضير مائع الاختبار (أ) بواسطة خلط عامل تكوين الهلام مع مائع قاعدي base fluid من براين بكمية تبلغ 9.5861 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي. تم تحضير مائع الاختبار (ب) بنفس الطريقة؛ 5 باستثناء أنه تم دمج حمض فولفيك Load fulvic acid مع مائع قاعدي base fluid من براين بكمية تبلغ 4.7930 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي. اختبار تثبيت مادة الحشو الدعمى أولاء تم وضع مائع ا لاختبار 0( في دورق طويل سعة 00 1 ملليلتر وتحريكه لتكوين هلام A تم عندئذٍ خلط مادة حشو wed خزفية منخفضة الكثافة 50/30 Bale) حشو acd خزفية لها حجم منخل بين 30 و50) CARBOECONOPROP®) من (.Carbo Ceramics Inc في مائع الاختبار بكمية تبلغ0.47930 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي. تم عندئذٍ تسخين مائع الاختبار (أ) I 148.89 درجة مثوية وإبقاؤه عند148.89 درجة مئوية لمدة ساعة تقريبًا.
— 4 4 — بعد ساعة من الاختبار؛ تمت ملاحظة أن تقريبًا 9610 من مادة الحشو الدعمي ترسب في مائع الاختبار (أ). بعد ذلك تم وضع مائع ا لاختبار )= في دورق طويل سعة 100 ملليلتر وتحريكه لتكوين هلام A تم عندئذٍ خلط مادة حشو acd خزفية منخفضة الكثافة 50/30 CARBOECONOPROP®) 5 من (Carbo Ceramics Inc في مائع الاختبار بكمية تبلغ0.47930 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي. تم عندئذٍ تسخين مائع الاختبار (ب) J) 154.44 درجة مثوية وإبقاؤه عند154.44 درجة مئوية لمدة ساعة تقريبًا. بعد ساعة من الاختبار؛ تمت ملاحظة أن ولا واحدة من دقائق الحشو الدعمي ترسبت في مائع الاختبار (ب). (Sas Jl أن يبقي هلام دايوتان مثبت بحمض فولفيك sale fulvic acid الحشو 0 الدعمى بفاعلية عند154.44 درجة مئوية لمدة ساعة على الأقل. يتسم الهلام المثبت بحمض فولفيك بثبات حراري جيد للغاية؛ حتى في براين le الكثافة. اختبارات Aulus) تم إجراء الاختبارات لفهم أفضل لخواص الانسيابية الخاصة بهلام مثبت بواسطة حمض فولفيك fulvic acid تتم تحديد سمات لزوجة مائع الاختبار )1( ومائع الاختبار (ب) على النحو الموصوف أعلاه. يتم عرض ml الاختبارات بالشكل 3 هنا. كما هو موضح بواسطة الشكل 3 3 لم يلحظط a yf 2 كبير في اللزوجة مع مائع ا لاختبار )< ( 3 مقارنة بمائع الاختبار (أ). بالتالي» يمكن أن يثبت حمض فولفيك fulvic acid بفاعلية الهلام البوليمري دون زيادة لزوجته بدرجة كبيرة. يسمح ذلك بضخ wile معالجة al) في التكوين عند بشكل أساسي نفس الضغط اللازم دون مثبت هلام . تكسير الهلام بعد ذلك؛ تم دمج عامل تكسير بما في ذلك حمض أسيتيك acetic acid وحمض أسيتيك أنهيدرات مع مائع الاختبار (ب) في دورق. تم تسخين الخليط إلى حوالي93.33 درجة Augie . بعد عدة
دقائق؛ تمت ملاحظة أن الخليط تحول إلى سائل بني رائق؛ مما يدل على أن الهلام تكسر دون مشكلات. المتال !١ بعد ذلك؛ تم اختبار حمض الفولفيك في صورة كمثبط تكون قشور scale inhibitor في مائع معالجة بئر أساسه ماء البحر. يتمثل ماء Jl المستخدم في الاختبارات في ماء البحر Angola تم تحضير اثنين من الموائع؛ مائع الاختبار (أ) ومائع الاختبار (ب). تم تحضير مائع الاختبار (أ) بواسطة وضع 200 مم من ماء البحر Angola في دورق وإضافة كمية كافية من هيدروكسيد الصوديوم sodium hydroxide إليه لرفع الرقم الهيدروجيني لماء البحر إلى حوالي 10. تم تحضير مائع الاختبار (ب) بنفس الطريقة؛ باستثناء أنه تمت إضافة 2 جم من حمض الفولفيك إلى الدورق 0 وخلطه في ماء البحر. تم تسخين كل مائع اختبار في حمام ماء إلى87.78 درجة مثويقوتم الحفاظ عليه xe 87.78 درجة مثويةلمدة حوالي 24 ساعة. بعد فترة اختبار مدتها 24 ساعة؛ تمت ملاحظة ترسب كمية كبيرة من القشور من ماء البحر في مائع الاختبار (أ). ترسبت القشور بقاع الدورق وكانت في صورة مسحوق بلون أبيض. من ناحية أخرى؛ بعد فترة اختبار مدتها 24 ساعة؛ لم تتم ملاحظة تَكُوَن القشور في مائع الاختبار (ب). وبالتالي؛ تتم تهيئة التركيبات والطرق الحالية جيدًا للحصول على الغايات والمميزات المذكورة؛ وكذلك تلك المتأصلة بها. إن المثال المحدد الذي تم الكشف عنها أعلاه توضيحية فقطء حيث يمكن تعديل مواد الإضافة والطرق المستخدمة في المعالجة الحالية وتنفيذها بطرق مختلفة ولكن متكافئة جلية لأصحاب المهارة في المجال فور الاستفادة من المعلومات الواردة هنا. Ble على ذلك؛ ليست هناك 0 قيود مفروضة على تفاصيل الإنشاء أو التصميم المذكورة هناء بخلاف ما هو موصوف في عناصر الحماية الواردة أدناه. وبالتالي؛ يتضح أنه يمكن تغيير أو تعديل الأمثلة التوضيحية المحددة التي تم الكشف عنها ويجب اعتبار جميع هذه التنويعات ضمن مجال وفحوى مواد الإضافة والطرق المستخدمة في المعالجة الحالية. بينما تم وصف التركيبات والطرق من حيث le Jad 'تحتوي على" lg أو 'تتضمن" العديد من المكونات أو الخطوات؛ فيمكن أيضًا أن "تتألف" التركيبات
— 6 4 — والطرق 'بشكل أساسى من" أو 'تتألف من”؛ فى بعض الأمثلة؛ العديد من المكونات والخطوات. عند الكشف عن نطاق ad) له aa أدنى وحد أعلى؛ فيتم بشكل خاص الكشف عن أي عدد وأي نطاق متضمن يقع ضمن النطاق. على dag التحديد» يجب إدراك أن كل نطاق من القيم A) صورة "من حوالي أ إلى حوالي ب"؛ أو على نحوٍ مكافئ؛ 'من حوالي أ إلى ب أو على نحوٍ مكافئ؛ "من حوالي أ-ب") الذي تم الكشف aie هنا يوضح أي عدد ونطاق متضمن في النطاق الأشمل للقيم. كذلك» تكون للمصطلحات الواردة في عناصر الحماية معناها الصريح العادي ما لم يتحدد العكس يبشكل علني وواضح من قبل صاحب البراءة. إشارة مرجعية للرسومات الشكل 3: 0 أ - انسيابية هلام الدايوتان عند154.44 درجة مثوية ب - اللزوجة الظاهرية بالسنتي بواز عند 100 1/ثانية ج - الزمن بالدقائق د - مائع بدون حمض فولفيك fulvic acid ه - مائع مع 4.7930 كيلوجرام/لتر من FA
Claims (1)
- عناصر الحماية.١ طريقة لمعالجة بئر a well 0681109؛ تشتمل على: إدخال مائع معالجة بر أساسه مائي well treatment fluid 800605-08560 في جزءِ من al بدرجة حرارة أعلى من93.33 درجة مئوية ومعالجة ga البئثر بمائع معالجة well ill ctreatment fluid حيث يتضمن مائع معالجة البئر المذكور: مائع قاعدي taqueous base fluid jl و عامل تكوين هلام ديوتاني ¢diutan gelling agent عامل Cua creating agent dallas يشتمل عامل المعالجة المذكور على حمض فولفيك fulvic 0 حيث: يوجد عامل تكوين الهلام الديوتاني diutan gelling agent المذكور في مائع معالجة well all treatment fluid 0 المذكور بكمية كافية لتشكيل sale هلامية وزيادة لزوجة dle معالجة البثر المذكور؛ حيث يعمل عامل المعالجة treating agent المذكور أيضًا في صورة مثبط 35 قشور scale inhibitor ويوجد في مائع well treatment fluid jill dallas المذكور بكمية كافية لتثبيط تَكَوْن القشور على سطح مرتبط بالبئثر؛ و 5 يعمل عامل المعانجة treating agent المذكور كمثبت هلامي gel stabilizer ويوجد في مائع معالجة البثر well treatment fluid المذكور بكمية كافية لتثبيت الهلام stabilize gel المذكور عند درجة حرارة البثر well temperature المذكورة فوق 93.33 درجة مئوية .". الطريقة وفقًا لعنصر الحماية ٠ حيث يحتوي عامل المعالجة treating agent المذكور على حمض فولفيك fulvic acid". الطريقة وفقًا لعنصر الحماية ١؛ حيث يوجد عامل المعالجة treating agent المذكور في مائع dallas البثر well treatment fluid المذكور بكمية من 0.011982 كيلوجرام/لتر إلى 4 كليلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي .aqueous base fluid— 8 4 —؛. الطريقة وفقًا لعنصر الحماية Cus) يعمل عامل المعالجة treating agent المذكور من أجل تثبيت الهلام stabilize gel المذكور بحيث يكون الهلام المذكور مستقرًا لمدة ساعة عند درجة حرارة البثر well temperature المذكورة.© . الطريقة Gg لعنصر الحماية »١ حيث تكون درجة حرارة well temperature all المذكورة من 135 درجة مئوية إلى 154.44 درجة مئوية ويعمل عامل المعالجة treating agent المذكور من أجل تثبيت الهلام stabilize gel المذكور بحيث يكون الهلام المذكور مستقرًا لمدة ساعة عند درجة حرارة البثر well temperature المذكورة..١ 0 الطريقة وفقًا لعنصر الحماية ©؛ حيث يوجد عامل المعالجة treating agent المذكور في مائع well treatment fluid all dallas المذكور بكمية من 0.011982 كيلوجرام/لتر إلى 4 كلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي .aqueous base fluid LY الطريقة Bay لعنصر الحماية ©؛ حيث يوجد عامل المعالجة treating agent المذكور في مائع 5 معالجة well treatment fluid fll المذكور بكمية من 0.11982 كيلوجرام/لتر إلى 35.9479 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي aqueous base fluid المذكور. LA الطريقة Gy لعنصر الحماية © حيث يشتمل مائع معالجة well treatment fluid jill المذكور Waal على عامل لتكسير الهلام .gel breaker4. طريقة لتصديع تكوين جوفي subterranean formation حيث يكون التكوين الجوفي المذكور عند درجة حرارة تكوين formation temperature أعلى من93.33 درجة مئوية ؛ يشتمل على: توفير مائع تكوين صدوع Cua (fracturing fluid يتضمن مائع تكوين الصدوع fracturing fluid المذكور : 5 مائع قاعدي taqueous base fluid jk عامل تكوين هلام ديوتاني tdiutan gelling agent عامل معالجة Cus treating agent يشتمل عامل المعالجة agent 681070المذكور على حمض فولفيك ¢fulvic acid ومجموعة من دقائق الحشو الدعمي (proppant particulates حيث: يوجد تكوين_الهلام الديوتاني Al diutan gelling agent في مائع تكوين الصدوع SAalifracturing fluid بكمية كافية لتكوين مادة هلامية gel وزيادة لزوجة مائع تكوين الصدوع fracturing fluid المذكورء يعمل عامل المعالجة treating agent المذكور في صورة مثبط 55( قشور scale inhibitor ويوجد في مائع تكوين الصدوع fluid 1801017109المذكور بكمية كافية لتثبيط تَكَوْن القشور على سطح مرتبط بالبثر؛ و يعمل عامل المعالجة treating agent المذكور كمثبت هلامي gel stabilizer ويوجد في مائع تكوين الصدوع fluid 180101109المذكور بكمية كافية لتثبيت الهلام stabilize gel المذكور عند 0 درجة حرارة البثر well temperature المذكورة؛ ضخ مائع تكوين الصدوع fluid 780001109المذكور خلال حفرة البثر داخل التكوين عند ضغط أعلى من درجة ميل الصدع الخاصة بالتكوين للحصول على صدع في التكوين. وضع دقائق الحشو الدعمي proppant particulates في الصدع؛ و إيقاف ضخ مائع تكوين الصدوع fracturing fluid التكوين.. الطريقة ig لعنصر الحماية 9؛ حيث يحتوي عامل المعالجة treating agent المذكور على حمض فولفيك fulvic acid١١.الطريقة وفقًا لعنصر الحماية 9؛ حيث يوجد عامل المعالجة treating agent المذكور في مائع 0 تكوين الصدوع fluid 780001109المذكور بكمية من 0.011982 كيلوجرام/لتر إلى 119.8264 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي .aqueous base fluid VY الطريقة وفقًا لعنصر الحماية 9؛ حيث يعمل عامل المعالجة treating agent المذكور على استقرار الهلام المذكور بحيث يكون الهلام المذكور مستقرًا لمدة ساعة عند درجة حرارة التكوين formation temperature 5 ٠ . الطريقة Lg لعنصر الحماية 4 حيث تكون درجة حرارة التكوين formation temperature المذكورة من 135 درجة gia إلى 154.44 درجة مئوية ويعمل عامل المعالجة treating agentالمذكور من أجل تثبيت الهلام stabilize gel المذكور بحيث يكون الهلام المذكور مستقرًا لمدة ساعة عند درجة حرارة well temperature ull المذكورة.6. الطريقة وفقًا لعنصر الحماية OF حيث يوجد عامل المعالجة treating agent المذكور في مائع تكوين الصدوع fracturing fluid المذكور بكمية من 0.11982 كيلوجرام/لتر إلى 35.9479 كيلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي aqueous base fluid المذكور. ٠ . طريقة لتكوين حشوة حصوية gravel pack في Jiu عند درجة حرارة أعلى من93.33 درجة مئوية ؛ تشتمل على: 0 توفير مائع حشو بالحصى gravel packing fluid حيث يتضمن مائع الحشو بالحصى: مائع قاعدي مائي taqueous base fluid عامل تكوين هلام ديوتاني ¢diutan gelling agent عامل معالجة treating agent حيث يشتمل عامل المعالجة agent 681070المذكور على حمض فولفيك ¢fulvic acid و 5 الحصى؛ حيث: يوجد عامل التبلور الديوتاني diutan gelling agent المذكور في مائع الحشو بالحصى gravel packing fluid المذكور بكمية كافية لتشكيل sale هلامية gel وزيادة لزوجة مائع الحشو بالحصى المذكور؛ يعمل عامل المعالجة treating agent المذكور في صورة مثبط 35 قشور scale inhibitor 0 ويوجد في مائع الحشو بالحصى gravel packing fluid المذكور بكمية كافية لمنع تكوين المقياس على سطح؛ و يعمل عامل المعالجة treating agent المذكور كمثبت هلامي gel stabilizer ويوجد في مائع الحشو بالحصى المذكور بكمية كافية لتثبيت الهلام stabilize gel المذكور عند درجة حرارة البثر well temperature المذكورة؛ ضخ مائع الحشو بالحصى gravel packing fluid المذكور في البئر. وضع الحصى حول Jug للتحكم في الرمل لتكوين حشوة حصى قرب فاصل إنتاج يحتوي على المادة الدقائقية particulate material ؛ و— 1 5 — إيقاف ضخ مائع الحشو بالحصى gravel packing fluid المذكور في حفرة wellbore pull المذكورة.7. الطريقة Udy لعنصر الحماية (Vo حيث يحتوي عامل المعالجة treating agent المذكور على حمض فولفيك fulvic acid ١ .الطريقة وفقًا لعنصر الحماية 10 حيث تشتمل كذلك على خطوة؛ قبل وضع الحصى!ا978178 حول Jue للتحكم في الرمل sand control screen ؛ وضع غربال للتحكم في الرمل قرب فاصل الإنتاج production interval الذي يحتوي على المادة الدقائقية .particulate material8. الطريقة Udy لعنصر الحماية 10 حيث يوجد عامل المعالجة treating agent المذكور فى مائع الحشو بالحصى gravel packing fluid المذكور بكمية من 0.011982 كيلوجرام/لتر إلى 4 كليلوجرام/لتر من المائع القاعدي المائي .aqueous base fluid ١15 5 . الطريقة وفقًا لعنصر الحماية Vo ؛ حيث يعمل عامل المعالجة treating agent المذكور على استقرار الهلام gel المذكور بحيث يكون الهلام المذكور مستقرًا لمدة ساعة عند درجة حرارة البثر well temperature . LY الطريقة Gig لعنصر الحماية ٠6 حيث تكون درجة حرارة well temperature idl المذكور 0 من 135 درجة مثوية إلى 154.44 درجة مثئوية ويعمل عامل المعالجة treating agent المذكور من أجل تثبيت الهلام stabilize gel المذكور بحيث يكون الهلام المذكور مستقرًا لمدة ساعة عند درجة حرارة البثر well temperature المذكورة. LV) الطريقة وفقاً لعنصر الحماية Cus ٠5 يتم ضخ مائع الحشو بالحصى gravel packing fluid 5 في well ad) المذكورة باستخدام واحدة أو أكثر من المضخات pumpsب Sad N i rman د ; الك i 3 ~ ٍ] لك“ سر Nd i 1 i 3“ ,5 x, 3 i i 3 8 he { i i { ع“ ا 1 i 3 i 3 3 ¥ 3 ¥ 1 1 3 . i ¥ #* i i * ليس سسا 3 اليب y > 1 1 م § : 3 1 * 4 i 0 .0 1 : \ aay لأ ب ~ اا 3 1 0 od i Pod HE : ¥ i od { H i ا م 1 Eh i : 2 L § ¥ a 8 1 i = ب" i Sy” ; § a: i : د i § i i d FN i ادها ها Lo i i Ne & Ha i i i ogee i i i : i i i i i i § i i 0 سي I | ْ ¥ & 3 i i j 3 wk بيب لني 1 جح 3 ا 3 j pe 1 PE . . i i 3 1 3 3i . إل ا i i i i i i i i 1 i ودج تح ل 0 & 0 7 d 3 1 3 a >- > >— 5 3 — ~ | =< \ Ru > 0 ْ \ “od “on Ee : 0 ايه ً > 1 ابا ْ بس إٍْ "م آ ُ ْ ب i J “ ١ الي 3.2 i : ol BE سل bs 5 8 I So NATE ee ¥ oe ah & NE 8 © تي 7 8 £ / T. ’ if oe, 5 g d le WE [ ™ | - اا ا ا م ا يي {oF Ne . | od ¢ 10 > سي iY 1 Lee “rf اا إ A 8 A ١ حي لني = ! J 1 6 د يي : i Fr 0 | 5 al \ | 2 oe ا | | > he EY i 1 NN > ! ١ 1 ١ 51 I herr assists 3 v i manson renee meen J 4 3 ] A NY ا rere : . dence JiR = “ 5 / / \ i 1 / No - A Fodor ! \ ا ا لحي i { ) i ON RY 2 * 1 يلا Je : Fee : Poa * 8 مير J. 1 SS i 1 > ض— 5 4 — 73 4 1 و | TTY TTT ee / ا / ا 1 أ ْ ! م ' إ إْ ا إْ ‘ JS | > So! 1 ا : i & } Ad r 5 fi سم | : 1 د ما I 3 Vw ين { 5 A 1 / bo) إٍْ ! i ; i i ! x] Al mn 1 i 1 1 ; ! i j | > سل إ J ]ِ ا | } ٍ io?! - 3 3 ٍْ 8 i / ! { 5 1 ِ Ee 2 ا | } : بسنا Ade bd x ~ a و .م - - * -» a +. ب *. لي a foo سل -الحاضهة الهيلة السعودية الملضية الفكرية Swed Authority for intallentual Property pW RE .¥ + \ ا 0 § ام 5 + < Ne ge ”بن اج > عي كي الج دا لي ايام TEE ببح ةا Nase eg + Ed - 2 - 3 .++ .* وذلك بشرط تسديد المقابل المالي السنوي للبراءة وعدم بطلانها of سقوطها لمخالفتها ع لأي من أحكام نظام براءات الاختراع والتصميمات التخطيطية للدارات المتكاملة والأصناف ع النباتية والنماذج الصناعية أو لائحته التنفيذية. »> صادرة عن + ب ب ٠. ب الهيئة السعودية للملكية الفكرية > > > ”+ ص ب 101١ .| لريا 1*١ uo ؛ المملكة | لعربية | لسعودية SAIP@SAIP.GOV.SA
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2017/031746 WO2018208288A1 (en) | 2017-05-09 | 2017-05-09 | Fulvic acid well treatment fluid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SA519410212B1 true SA519410212B1 (ar) | 2022-11-01 |
Family
ID=64105677
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SA519410212A SA519410212B1 (ar) | 2017-05-09 | 2019-09-29 | مائع معالجة بئر بحمض فولفيك |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11130903B2 (ar) |
| SA (1) | SA519410212B1 (ar) |
| WO (1) | WO2018208288A1 (ar) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11041112B2 (en) * | 2019-03-01 | 2021-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Breaker systems for wellbore treatment operations for use at varying temperatures |
| US11560774B2 (en) * | 2020-10-16 | 2023-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhanced scale inhibitor squeeze treatment using a chemical additive |
Family Cites Families (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2076490A (en) | 1936-02-11 | 1937-04-06 | Edward E Johnson Inc | Method of forming a gravel pack about well screens in wells |
| US2076489A (en) | 1936-02-11 | 1937-04-06 | Edward E Johnson Inc | Method of providing and forming a gravel pack about well screens in wells |
| US2905251A (en) | 1955-11-14 | 1959-09-22 | Walter L Church | Gravel packed screen |
| US4945991A (en) | 1989-08-23 | 1990-08-07 | Mobile Oil Corporation | Method for gravel packing wells |
| US6436880B1 (en) | 2000-05-03 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment fluids comprising chelating agents |
| US6797676B2 (en) | 2001-05-10 | 2004-09-28 | James Richard Von Krosigk | Composition for oil and gas drilling fluids containing organic compounds |
| RU2205166C1 (ru) * | 2001-12-19 | 2003-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производительное объединение "Реализация экологических технологий" | Способ получения солей гуминовых кислот |
| US20050261138A1 (en) | 2004-05-20 | 2005-11-24 | Robb Ian D | Viscosified treatment fluids comprising scleroglucan or diutan and associated methods |
| US7334641B2 (en) | 2005-07-05 | 2008-02-26 | Nicholas Castellano | Composition and method to enhance recovery from oil wells |
| US20080078545A1 (en) | 2006-09-28 | 2008-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids viscosifield with modified xanthan and associated methods for well completion and stimulation |
| US7565929B2 (en) | 2006-10-24 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion |
| US8598094B2 (en) | 2007-11-30 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compostions for preventing scale and diageneous reactions in subterranean formations |
| US8490697B2 (en) | 2009-06-16 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel pack completions in lateral wellbores of oil and gas wells |
| US9447657B2 (en) | 2010-03-30 | 2016-09-20 | The Lubrizol Corporation | System and method for scale inhibition |
| CA2913745C (en) | 2013-07-31 | 2019-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| US9932521B2 (en) | 2014-03-05 | 2018-04-03 | Self-Suspending Proppant, Llc | Calcium ion tolerant self-suspending proppants |
| US20170198195A1 (en) | 2014-09-30 | 2017-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Solid Acid Scale Inhibitors |
| US9702225B2 (en) | 2015-05-13 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface modification agent to prolong scale inhibitor lifetime |
| US10464831B1 (en) | 2015-06-06 | 2019-11-05 | Mansour S. Bader | Treatment of produced water from unconventional sources of hydrocarbons |
| RU2721149C2 (ru) | 2015-10-14 | 2020-05-18 | Родиа Оперейшнс | Гелеобразующие текучие среды и способы их применения |
-
2017
- 2017-05-09 US US16/499,765 patent/US11130903B2/en active Active
- 2017-05-09 WO PCT/US2017/031746 patent/WO2018208288A1/en active Application Filing
-
2019
- 2019-09-29 SA SA519410212A patent/SA519410212B1/ar unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20200102487A1 (en) | 2020-04-02 |
| WO2018208288A1 (en) | 2018-11-15 |
| US11130903B2 (en) | 2021-09-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7565929B2 (en) | Degradable material assisted diversion | |
| AU2014383104B2 (en) | Treatment fluids and uses thereof | |
| US9376888B2 (en) | Diverting resin for stabilizing particulate in a well | |
| US20130333892A1 (en) | Acidizing materials and methods and fluids for earth formation protection | |
| EA015181B1 (ru) | Способ защиты пласта во время скважинной операции | |
| CN101553552A (zh) | 可降解材料辅助转向 | |
| US11753584B2 (en) | Liquid sand treatment optimization | |
| US11220625B2 (en) | Settable, removable, and reusable lost circulation fluids | |
| US11802235B2 (en) | Self propping surfactant for well stimulation | |
| SA517382304B1 (ar) | صدع به جزء سفلي بنفاذية منخفضة وجزء علوي بنفاذية أعلى | |
| WO2020236144A1 (en) | Reactive polymeric lost circulation materials | |
| WO2017131707A1 (en) | Polylactic acid/acid-soluble hard particulate blends as degradable diverting agents | |
| US10000692B2 (en) | Fracturing or gravel-packing fluid with CMHEC in brine | |
| SA519410212B1 (ar) | مائع معالجة بئر بحمض فولفيك | |
| AU2020428550A1 (en) | Geopolymer formulations for mitigating losses | |
| US10294411B2 (en) | Fracturing or gravel-packing fluid with CMHEC in brine | |
| US9234124B2 (en) | Dimer acid grafted polymer for stabilizing particulate in a well | |
| US20200056085A1 (en) | Basil seed gum polymer gelling agent | |
| US20210095188A1 (en) | Fulvic acid iron control agent and gel stabilizer |