NO319085B1 - Fremgangsmate og fluidsystem for a rense borehull. - Google Patents
Fremgangsmate og fluidsystem for a rense borehull. Download PDFInfo
- Publication number
- NO319085B1 NO319085B1 NO19961793A NO961793A NO319085B1 NO 319085 B1 NO319085 B1 NO 319085B1 NO 19961793 A NO19961793 A NO 19961793A NO 961793 A NO961793 A NO 961793A NO 319085 B1 NO319085 B1 NO 319085B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- borehole
- plug
- displacement
- stated
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 367
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 30
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 78
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 50
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 34
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 14
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 13
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 13
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical group [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- 239000004064 cosurfactant Substances 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 12
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 12
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 12
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 12
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 12
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 11
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 11
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- 239000003518 caustics Substances 0.000 claims description 8
- 238000011109 contamination Methods 0.000 claims description 8
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 8
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 7
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 6
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 6
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 6
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 6
- 239000012895 dilution Substances 0.000 claims description 5
- 238000010790 dilution Methods 0.000 claims description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 5
- XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N (+)-α-limonene Chemical compound CC(=C)[C@@H]1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N 0.000 claims description 4
- 235000000380 Nyssa aquatica Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 claims description 3
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 3
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical group OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 claims description 3
- MZPRYQVBGLNOOZ-UHFFFAOYSA-N furan-2,5-dione prop-2-enylbenzene Chemical class O=C1OC(=O)C=C1.C=CCc1ccccc1 MZPRYQVBGLNOOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- RPOCFUQMSVZQLH-UHFFFAOYSA-N furan-2,5-dione;2-methylprop-1-ene Chemical class CC(C)=C.O=C1OC(=O)C=C1 RPOCFUQMSVZQLH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims description 2
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 claims description 2
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 claims description 2
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002310 Welan gum Polymers 0.000 claims description 2
- 125000005233 alkylalcohol group Chemical group 0.000 claims description 2
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 claims description 2
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 claims description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 2
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 claims description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- WOLATMHLPFJRGC-UHFFFAOYSA-N furan-2,5-dione;styrene Chemical class O=C1OC(=O)C=C1.C=CC1=CC=CC=C1 WOLATMHLPFJRGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 claims 1
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 claims 1
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 claims 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 27
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 10
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 6
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- PYSRRFNXTXNWCD-UHFFFAOYSA-N 3-(2-phenylethenyl)furan-2,5-dione Chemical class O=C1OC(=O)C(C=CC=2C=CC=CC=2)=C1 PYSRRFNXTXNWCD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- -1 alkyl phenol Chemical compound 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 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
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 3
- RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N Acetaminophen Chemical compound CC(=O)NC1=CC=C(O)C=C1 RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Polymers 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 235000021110 pickles Nutrition 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000207199 Citrus Species 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000027355 Ferocactus setispinus Species 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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 1
- 102000003693 Hedgehog Proteins Human genes 0.000 description 1
- 108090000031 Hedgehog Proteins Proteins 0.000 description 1
- 101100436382 Neurospora crassa (strain ATCC 24698 / 74-OR23-1A / CBS 708.71 / DSM 1257 / FGSC 987) apg-6 gene Proteins 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 238000005267 amalgamation Methods 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 150000003842 bromide salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical group 0.000 description 1
- 235000020971 citrus fruits Nutrition 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 229960001031 glucose Drugs 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 125000002791 glucosyl group Chemical group C1([C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 description 1
- 229930182470 glycoside Natural products 0.000 description 1
- 150000002338 glycosides Chemical class 0.000 description 1
- TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N levoglucosan Chemical group O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]2CO[C@@H]1O2 TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 150000004804 polysaccharides Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N pyrrolidin-2-one Chemical compound O=C1CCCN1 HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/601—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation using spacer compositions
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører fluidsystemer for å fortrenge borefluid og lignende fra et borehull og for å rense borehullveggene for borefluidet og andre forurensninger i borehullet. Den foreliggende oppfinnelse vedrører også et fluidsystem for å fortrenge borehullfluider og lignende fra et borehull og for å rense borehullveggene for fluidene og andre forurensninger i borehullet. Den foreliggende oppfinnelse vedrører videre en fremgangsmåte for å fortrenge fluid fra og å rense et borehullrom i en underjordisk brønn som har en produksjonsrørstreng som strekker seg deri.
Oppfinnelsens område
Den foreliggende oppfinnelse vedrører et brønnrensesystem som omfatter flere serie-injiserte fluidblandinger og en fremgangsmåte for å fjerne forurensninger fra forede eller uforede borehull ved anvendelse av slike blandinger.
Bakgrunn
EP A 103 779 angir et fluidsystem for å fjerne forurensninger fra et brønnsystem som omfatter en første væskeplugg av geldannet vandig avstandsfluid, etterfulgt av en mengde be-handlet vann, etterfulgt av en andre væskeplugg av geldannet vandig avstandsfluid.
Ved boring og overhaling av olje- og gassbrønner og visse typer fluidinjeksjonsbrønner, er det nødvendig og ønskelig å fjerne forurensninger slik som borefluider, rørtetningsmidler og smøremidler og andre restkomponenter fra borehullet. Sviktende utførelse av en effektiv renseoperasjon kan resul-tere i forurensning og gjentetting av en jordformasjon hvor-fra det er ønskelig å produsere fluider. Brønner som alle-rede har produsert underjordiske fluider, inkludert brønner som har såkalte uforede borehull, har periodisk nytte av rensing av borehullet for å fjerne forurensninger slik som jernsulfidutfellinger, injeksjonsvannforurensninger og filterkake av visse fluider som er injisert i borehullet, men som ikke er fjernet som et resultat av produksjon av fluider fra borehullet.
Formålet med renseprosesser for borehull er hovedsakelig konsentrert om fullstendig fjerning av borefluider eller andre fluider som er tilstede i borehullet og fjerning av borefluid-restkomponenter og andre forurensninger som er tilstede i borehullet. Med hensyn til dette bør et fortrengningsfluid, ofte kalt et avstandsfluid, være lignende i tetthet til borefluidet eller andre fluid som er tilstede i borehullet for å unngå betydelig blanding av disse fluider under fortrengningsprosessen. Ytterligere bør et fortrengningsfluid inneholde et middel som er effektivt i fjerning av forurensninger som kleber til borehullveggene, så vel som visse faste stoffer som kan være løst tilstede i borehullet.
Ytterligere er et effektivt drivfluid for å drive fortrengningsfluidet gjennom borehullet et som vil minimalisere blanding med fortrengningsfluidet og har en "stempeleffekt" for å drive fortrengningsfluidet gjennom borehullrommet og ut av borehullet uten betydelig blanding med drivfluidet. Dette fluidet bør ha viskoelastiske og pseudoplastiske tidsuav-hengige egenskaper for å gi den stempellignende fortrengn-ingseffekten og gel-lignende suspensjonssaertrekk.
Ytterligere krever et ønsket brønnrensesystem og fremgangsmåte en buffer for å hindre blanding av det viskøse geldrivfluidet med et slutt-trinn som omfatter en rense- eller vaskevæskeplugg for å gi det siste trinnet med rensing.
Kjent teknikks forsøk på å tilveie effektive brønnrensepro-sesser har resultert i utilfredsstillende kvalitet og hastighet på rensingen så vel som uønsket blanding og svikt av fluidslampluggene eller væskepluggene som er fortrengt gjennom borehullet for å sørge for renseprosessen. Formålene og ønskemålene som er angitt ovenfor er imidlertid oppfylt med det .forbedrede system og fremgangsmåte i henhold til den foreliggende oppfinnelse.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et forbedret rensesystem for borehull som omfatter flere væskeblandinger som i rekkefølge fortrenges gjennom et borehull for å fjerne borefluid og andre forurensninger fra borehullveggene og borehullrommet.
I samsvar med et viktig aspekt av den foreliggende oppfinnelse, er det tilveiebragt et rensesystem for borehull som anvender flere væskeplugger eller slamplugger av fluid som injiseres inn i borehullet for å fortrenge borefluidet, uten betydelig blanding, mens det opprettholdes et grensesjikt som er blandbart eller nesten blandbart med borefluidet og som ytterligere beskytter integriteten til en fortrengnings-eller avstandsslamplugg eller -væskeplugg fra ukontrollert fortynning og dispergering.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et fluidsystem for å fortrenge borefluid og lignende fra et borehull og for å rense borehullveggene for borefluidet og andre forurensninger i borehullet, som er kjennetegnet ved at systemet omfatter: en første trinns vandig fortrengningsfluidvæskeplugg for å fortrenge borefluid fra borehullet,
en andre trinns drivfluidvæskeplugg for å drive fortrengningsfluidet fra borehullet,
en tredje trinns bufferfluidvæskeplugg, og en fjerde trinns vaskefluidvæskeplugg,
og hvori vaskefluidvæskepluggen inkluderer et organisk løsningsmiddel.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også et fluidsystem for å fortrenge borefluid og lignende fra et borehull og for å rense borehullveggene for borefluidet og andre forurensninger i borehullet, som er kjennetegnet ved at systemet omfatter: en første trinns vandig fortrengningsfluidvæskeplugg for å fortrenge borefluid fra borehullet,
en andre trinns drivfluidvæskeplugg for å drive fortrengningsfluidet fra borehullet, og
en vaskefluidvæskeplugg,
og hvori vaskefluidvæskepluggen inkluderer et organisk løsningsmiddel.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer videre et fluidsystem for å fortrenge borehullfluider og lignende fra et borehull og for å rense borehullveggene for fluidene og andre forurensninger i borehullet, som er kjennetegnet ved at systemet omfatter: en fortrengningsfluidvæskeplugg for å fortrenge borehullfluidene og for å rense veggene i borehullet, idet fortrengningsfluidvæskepluggen omfatter vann og en surfaktant,
en bufferfluidvæskeplugg, og
en vaskefluidvæskeplugg,
og hvori vaskefluidvæskepluggen inkluderer et organisk løsningsmiddel.
I samsvar med enda en ytterligere aspekt av den foreliggende oppfinnelse, er det tilveiebragt et rensesystem for borehull som (a) kan nyttes for å tilpasse gradvis tetthets- og viskositetsovergang mellom borefluid eller lignende som er fortrengt fra borehullet og et kompletteringsfluid som vil være tilstede i borehullet etter fortrengnings- og renseprosessen, (b) som tilveiebringer hurtigvirkende og turbulent rensevirkning, og (c) som reduserer volumet av komponenter i systemet og av kompletteringsfluid som må tømmes ut på grunn av forurensning.
Det er spesielt tilveiebragt et rensesystem for borehull som omfatter en unik fortrengnings- eller avstandsfluidblanding som pumpes inn i borehullet for å fortrenge borefluidet og å fjerne borefluidet fra borehullveggene sammen med andre forurensninger. Dette fortrengningsfluidet omfatter fordelaktig en effektiv renseblanding som anvender hovedsakelig en glu-kosebasert surfaktant som har en lipofil del som omfatter en rettkjedet alkylkjede, eller en forgrenet alkylkjede (som kan inneholde en eller flere dobbeltbindinger eller en hydroksygruppe) eller en alkylfenolkjede. En kosurfaktant slik som rettkjedede eller forgrenede alkylalkoholetoksylater, alkyl-fenoletoksylater, amfotære, anioniske og kationiske surfaktanter kan anvendes.
Systemet omfatter ytterligere en viskøs fluidslamplugg eller -væskeplugg som gir en stempellignende driveffekt for fortrengning av fortrengningsfluidet uten betydelig blanding med fortrengningsfluidet, noe som derved beskytter fortrengningsfluidet fra ukontrollert fortynning og dispergering mens det også gir en gradvis tetttietsovergang.
Oppfinnelsen omfatter ytterligere en bufferfluidslamplugg eller -væskeplugg som tjener som en buffer som gir en gradvis viskositetsovergang mellom den viskøse drivfluidslampluggen og en vaske- eller rensevæskeplugg eller -slamplugg som omfatter et løsningsmiddel og som kan fortrenges gjennom borehullet i turbulent strømning for å tilveiebringe et slutt-trinn i renseprosessen
Oppfinnelsen betrakter anvendelse av en serie av fire slamplugger eller væskeplugger av fluider for å gi den optimale
fortrengnings- og renseprosess som er spesielt anvendelig for å rense oljebaserte eller vannbaserte slam, selv om den ikke er begrenset dertil, minimalisere fortynningen og disperger-ingen av hver av væskepluggene eller slampluggene av fluid,
gi en gradvis tetthets- og viskositetsovergang mellom fluidet som fortrenges fra borehullet og hver av væskepluggene eller slampluggene såvel som sluttkompletteringsfluidet som skal være tilstede i borehullet, gi hurtigvirkende, turbulent rensevirkning i borehullet og spesielt minimalisere volumet av kompletteringsfluid, som må tømmes ut på grunn av forurensning. De ovenfor nevnte formål, fordeler og utmerkede trekk ved den foreliggende oppfinnelse vil ytterligere erkjennes av fagfolk på området ved å lese den detaljerte beskrivelsen som følger sammen med figurene.
KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE
Figur l er en fremstilling av molekylstrukturen til en foretrukket surfaktant; Figur 2 er en skjematisk fremstilling av et borehull som fremviser et generelt arrangement av de forskjellige fluidslamplugger eller -væskeplugger som pumpes gjennom borehullet i henhold til den foreliggende oppfinnelse; og Figur 3 er en fremstilling som viser visse særtrekk til et foretrukket drivfluid i henhold til den foreliggende oppfinnelse.
BESKRIVELSE AV FORETRUKNE UTFØRELSESFORMER
I beskrivelsen som følger er like deler i henholdsvis beskrivelsen og figurene merket med samme referansetall. De tegnede figurene er ikke i riktig målestokk og visse elemen-ter er vist i generell eller litt skjematisk form for å være klare og konsise.
Problemene og ønskemålene som beskrevet ovenfor med rensing
av underjordiske borehull er løst ved to hovedfaktorer som er sentrale for suksessen til rensesystemet og fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Gradvis tetthets-overgang mellom slampluggene eller væskepluggene av fluidene er fordelaktig fordi minimal blanding av fluidene forekommer. For det andre er en fordelaktig blanding tilveiebragt for drivfluidet som fortrenger fortrengningsfluidet, noe som resulterer i bedre viskositetskontroll enn for kjente blandinger. Ytterligere er fluidturbulens i vaskeslamplugger eller -væskeplugger tilveiebragt med forbedret renseeffekt. Til slutt er det tilveiebragt forbedrede renseslamplugger eller -væskeplugger som anvender alkylpolyglykosid-rensemidler og ikke-aromatiske løsningsmidler, idet begge betydelig forbedrer kvaliteten av borehullrensingen og effektiviteten av fortrengning av borehullfluider og andre forurensninger.
I samsvar med læren i US patentsøknad serienr. 07/863.529, overdratt til søker i foreliggende oppfinnelse, er det funnet at visse alkylpolyglykosidsurfaktanter, som er av ikke-ionisk karakter, og som anvender de mange hydroksylgrupper i poly-sakkaridkjeden for å oppnå hydrofilisitet, i forbindelse med kaustiske materialer slik som natriumhydroksyd og kaliumhydroksyd, kan være særlig effektive i et rensefluid for å fjerne oljebaserte boreslamrestkomponenter, rørgjenge-tetningsmidler og smøremidler, hydrokarbonstoffer slik som dieselolje, mineralolje og råolje og andre naturlig fore-kommende formasjonsfluider fra borehull. Den oljeoppløselige delen av alkylpolyglykosidsurfaktanten kan kontrolleres av alkylkjedelengden som kan variere fra C4 til C18. Hver sakkaridgruppe er typisk ekvivalent med 5-7 etylenoksyd-grupper, og er derfor meget effektiv til å gi vannoppløselige egenskaper til alkylpolyglykosidsurfaktanter selv ved høye temperaturer, høyt saltinnhold og hardhetsforhold slik som finnes i sjøvann.
Figur l (a) viser strukturen til alkylpolyglykosidmolekylet som inneholder en hydrofil gruppe som er avledet fra stivelse og omfatter en eller flere anhydroglukoseenheter. Det er to eter-oksygenatomer og tre hydroksylgrupper pr glukoseenhet,
og i tillegg en hydroksylgruppe på enden. Den lipofile delen til molekylet befinner seg i alkylkjeden hvori R kan være en rettkjedet alkylkjede, som vist i fig. l(b), og hvori n foretrukket strekker seg fra 4 til 18. Alternativt kan n være en forgrenet alkylkjede, som vist i fig. l{c), hvori-m og k er ulike tall og m = k + 2, eller en alkylfenolkjede som vist i fig l(d). Polymeriseringsreaksjonen kan gi oligomerfor-delinger fra x = 0 opp til x = 10.
Konsentrasjonen av alkylpolyglykosidsurfaktant for anvendelse i det første eller fortrengningsfluidtrinnet kan være i området fra omtrent 1,0 vekt% til 10 vekt% av den totale blandingen for anvendelse i fortrengning av både oljebaserte boreslam og vannbaserte boreslam. Vannoppløselighets- og olje-oppløselighetskravene kan optimaliseres ved å velge den passende alkylkjedelengden eller en blanding av alkylkjedelengde og/eller polysakkaridantallet i molekylet. Surfaktanten omfatter foretrukket en hydrofil gruppe som omfatter en eller flere vannfrie glukoseenheter og en lipofil del valgt fra en gruppe bestående av en rettkjedet alkylkjede, en forgrenet alkylkjede som kan inneholde en eller flere dobbeltbindinger eller en hydroksygruppe og en alkylfenolkjede. Surfaktanten omfatter foretrukket et alkylpolyglykosid som har en alkylkjedelengde i området C4-C18. En kosurfaktant slik som et rettkjedet alkyletoksylat eller et alkylfenoletoksylat kan inkluderes i den totale konsentrasjon av surfaktant. Kosurfaktanten kan også velges fra surfaktanter av amfotær, anionisk og kationisk type. Vektkonsen-trasjonen av kosurfaktanten totalt bør være i området fra 0,0 % til 3,0 %. Med andre ord, hvis den totale konsentrasjon av surfaktant er 5,0 % og konsentrasjon av kosurfaktant er 0,2 5 %, vil konsentrasjonen av alkylpolyglykosidsurfaktant være' 4,75 vekt% av den totale blanding.
Fortrengningsfluidet som skal inkludere alkylpolyglykosid-surf aktanten, og eventuelt en kosurfaktant, kan være en av de som er beskrevet i US patent 5.03 0.366, bevilget 9. juli 1991 til Wilson et al., og overdratt til søker i den foreliggende oppfinnelse. Et egnet fortrengningsfluid eller "avstandsfluid" bør spesielt omfatte ferskvann blandet med en blanding som kan omfatte følgende stoffer gitt i mengder beskrevet som deler av en tørrblanding: sulfonert styren-maleinsyreanhydridkopolymer i en mengde på omtrent 10 til 5 0 vekt%, omtrent 40 til 90 vekt% av et geldannelsesmiddel slik som bentonitt, og omtrent 1 til omtrent 2 0 vekt% av en viskositetsøker valgt fra gruppen bestående av Welangummi, hydroksyetylcellulose, karboksymetylhydroksyetylcellulose, attapulgitt, delvis hydrolysert polyakrylamid, sepiolitt, bentonitt, akrylamidpolymerer, akrylsyrepolymerer, 2-akrylamido-2-metylpropånsulfonsyrekopolymerer, polyvinyl-pyrrolidinon og silikatekstendere.
Fortrengningsfluidet omfatter foretrukket et dispergeringsmiddel valgt fra en gruppe bestående av sulfonert styrenmaleinsyreanhydrid, sulfonert vinyltoluenmaleinsyreanhydrid og sulfonert isobutylenmaleinsyreanhydrid.
Fortrengningsfluidet omfatter foretrukket et dispergeringsmiddel, vann, en viskositetsøker og en surfaktant.
Mengden av fortrengningsfluid som pumpes inn i et typisk borehull bør oppta minst omtrent 121,9 til 365,8 m (400 til 12 00 fot) av borehullrom under fortrengnings- og renseprosedyren. Fortrengningsfluidet bør ha en tetthet som ikke er betydelig mindre enn, og foretrukket den samme eller litt mindre enn, tettheten til borefluidet eller et annet fluid i borehullet som skal fortrenges under fortrengnings- og renseprosedyren. Det er fastslått at hvis tettheten til fortreng-ningsf luidvæskepluggen er innen omtrent 0,24 kg/l (2,0 pund pr gallon) mindre enn tettheten til borefluidet eller et annet fluid i borehullet, vil det finne sted en ubetydelig blanding eller sammenslåing av fluider i en normal renseprosedyre i samsvar med oppfinnelsen.
Den andre slampluggen eller væskepluggen av fluid som er fortrengt gjennom borehullet virker hovedsakelig som et stempellignende element eller drivelement for slampluggen eller væskepluggen med fortrengningsfluid. Den andre fluidvæskepluggen er foretrukket en viskøs geloppløsning som har en relativt bratt stigning av viskositet mot skjærhastighet og også en meget høy viskositet ved lav skjærhastighet eller skjærhastighet nær 0, slik som 0,1 resiproke sekunder eller mindre. Den viskøse delen omfatter foretrukket vann og xantangummi. I samsvar med den foreliggende oppfinnelse har anvendelse av en biopolymer-geloppløsning slik som klaret xantangummi vist seg å ha utmerkede ytelsesegenskaper. Xantangummi har forbedrede reologiske egenskaper i forhold til syntetiske polymerer slik som HEC (hydroksyetylcellulose) og polyakrylamider. Figur 3 viser sammenhengen mellom skjærhastighet i resiproke sekunder (sek<-1>) og viskositet i centipoise (cp) ved 71,1°C (160°F) for geler som utgjøres av 1,13 kg klaret xantangummi pr fat vann (42 US gallon pr fat), spesielt et merke kjent som Xanvis, og 1,27 kg HEC pr fat vann. De reologiske opptredner vil være lignende i kalium-klorid- eller natriumkloridsaltoppløsninger.
Det sees fra fig. 3 at viskositetene ved relative høye skjær-håstigheter (100 til 1000 resiproke sekunder) av Xanvis-gelen er lavere (i et område på omtrent 20 cp til 150 cp) enn det som er oppnåelig med HEC mens viskositetene ved lave skjær-hastigheter (0,1 eller lavere resiproke sekunder) er betydelig høyere (i et område på omtrent 2 7.000 cp til 35.000 cp). Skjærhastighetsegenskapene mot viskositetsegenskapene mulig-gjør at drivfluidvæskepluggen eller -slampluggen kan gå gjennom borehullet med minimal turbulens mens det også opprettholdes en noenlunde jevn "stempellignende" effekt for å fortrenge fortrengningsfluidet uten vesentlig blanding dermed. Tettheten til drivfluidvæskepluggen kan faktisk være betydelig lavere enn den til fortrengningsfluidet. Hvis f.eks. fortrengningsfluidet har en tetthet på omtrent 1,80 til 1,92 kg/l kan drivfluidvæskepluggen ha en tetthet på omtrent 1,01 til 1,2 0 kg/l. Viskositeten til geldrivfluidet vil minimalisere blandingen av drivfluidvæskepluggen med fortrengningsfluidvæskepluggen under prosedyren fordi litt blanding i starten av drivfluidet med fortrengningsfluidet vil gi en overgangssone av fluid med mellomliggende tetthet og derved minimalisere videre blanding. Tettheten til drivfluidvæskepluggen kan modifiseres ved å tilsette natriumklorid eller et lignende salt til væskepluggen. Drivfluidet omfatter foretrukket en kloridsaltoppløsning og xantangummi.
I en foretrukket utførelsesform omfatter fortrengningsfluidet et dispergeringsmiddel, vann, en viskositetsøker og en surfaktant omfattende et alkylpolyglykosid i området omtrent 0,5 til 10,0 vekt% av fortrengningsfluidet, og drivfluidet omfatter vann og xantangummi.
Brønnrensesystemet og fremgangsmåten betrakter anvendelse av en tredje trinns fluidvæskeplugg som foretrukket omfatter en saltoppløsning, foretrukket kloridsaltoppløsning eller sjøvann som kan tilveiebringes i tettheter opp til omtrent 1,20 kg/l ved å anvende natriumklorid for å dempe enhver stor tetthetsforskjell mellom den andre trinns væskepluggen og den tredje trinns væskepluggen så vel som mellom den tredje trinns væskepluggen og en fjerde trinns væskeplugg. På grunn av en ganske kritisk temperaturegenskap, er ikke bromidsalt-oppløsninger egnet for anvendelse som tredje trinns eller buffervæskeplugg tilstøtende en drivfluidvæskeplugg som omfatter en xantangummipolymer. Bromidioner vil ha en tendens til å redusere den reologiske stabilitet til xantangummi betydelig og ødelegge dens viskositetsegenskaper ved høye temperaturer, typisk over 6 0°C. Valget av tredje trinns fluid beskrevet rett ovenfor er basert på den antagelse at noe blanding av dette bufferfluid med det andre trinns drivfluid vil forekomme. Således er plassering av en tredje trinns fluidvæskeplugg mellom drivfluidvæskepluggen og en fjerde trinns fluidvæskeplugg, som vil komplettere renseprosedyren, ønskelig.
Systemet og fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse betrakter videre anvendelse av en fjerde trinns fluidblanding som danner en slamplugg eller væskeplugg som pumpes inn i borehullet bak det tredje trinns eller buffervæskepluggen. Det fjerde trinn utgjøres foretrukket av en blanding av en saltoppløsning, slik som nevnt ovenfor, og en løsningsmiddeloppløsning som vil komplettere renseprosedyren. Por rensing av oljebaserte borefluider, bør den fjerde trinns slamplugg eller væskeplugg foretrukket omfatte et organisk løsningsmiddel som er i stand til hurtigvirkende rensing av alle rester av oljebaserte slamfilmer, sammenklumpede avsetninger og rørgjengekomponent som er igjen i borehullet. Pumpehastigheten til den fjerde trinns væskepluggen er valgt til å utføre denne operasjonen i turbulent strømning. Hovedkriteriet for å velge løsningsmidlet for den fjerde trinns fluidvæskepluggen er at løsningsmidlet må være ikke-giftig, ha et høyt flammepunkt, ha en stor oppløselighet av oljebasert slam og hydrokarbonoljer og også ha en god dispergerbarhet i saltoppløsning.
Løsningsmidlet bør omfatte fra 20 til 50 volum% av den fjerde trinns væskepluggen. Organiske løsningsmidler tilgjengelig i handelen slik som løsningsmidler solgt under handelsnavnet Super Pickle, (solgt av Wellflow Technologies, Inc. i Houston, Texas) og PDR-1000 (solgt av Rig-Chem, Inc. i Houma, Louisiana) er funnet å være egnet. Også løsningsmidler slik som BWCE-101 (tilgjengelig fra BW Mud, Ltd. i Aberdeen, Skottland) og Nature Sol (tilgjengelig fra Chem-Rich i Lafayette, Louisianna) er egnet. Disse løsningsmidlene er d-Limonen sitrusbaserte løsningsmidler.
Hvis vaskefluidvæskepluggen skal anvendes i en brønn hvori vannbaserte borefluider skal fortrenges og renses fra bore-hulloverflåtene, kan vaskefluidet omfatte vann med en alkyl-polyglykosidsurf aktant og et kaustisk middel for å bringe pH-verdien til området 12,5 til 13,5. Denne kaustiske oppløs-ningen kan dannes ved å tilsette et kaustisk middel slik som natriumhydroksyd eller kaliumhydroksyd til oppløsningen.
Vaskefluidet omfatter foretrukket videre minst en av en alkylpolyglykosidsurfaktant, en kosurfaktant og et kaustisk middel.
Konsentrasjonen av alkylpolyglykosidsurfaktanter i vaskefluidet bør typisk være i området 0,5 til 10 vekt%, foretrukket omtrent 1,0 til 10,0 vekt% av den totale blandingen og foretrukket 1,0 til 5,0 vekt%. Konsentrasjonen av kaustiske materialer kan være i området fra omtrent 1,0 til omtrent 10,0 vekt% av den totale blandingen. Som med fortrengningsfluidet kan vannoppløselighets- og olje-oppløselighetskravene optimaliseres ved å velge den passende alkylkjedelengde eller en blanding av alkylkjedelengde og/eller glykosidantall i molekylet. Det rettkjedede alkyletoksylat eller alkylfenoletoksylat kan inkluderes som en kosurfaktant. Vaskefluidet kan omfatte utvalgte mengder av 0,2 5 til 1,5 vekt% av polymerer med lav molekylvekt slik som sulfonert styrenmaleinsyreanhydrid, sulfonert vinyltoluenmaleinsyreanhydrid eller sulfonert isobutylenmaleinsyreanhydrid som dispergeringsmidler for å forbedre disperger-ingen av faste partikler.
En hovedfordel med det firetrinns fluidsystem med fire separate fluidslamplugger eller -væskeplugger som beskrevet ovenfor er at når en kompletteringssaltoppløsning pumpes inn i og gjennom en brønn bak den fjerde trinns slampluggen eller væskepluggen, trenger bare et minimalt volum med slik salt-oppløsning å tømmes ut på grunn av polymerforurensing. I et vanlig tretrinns fluidslampluggrensesystem
(fortrengningsfluid, fulgt av vaskefluid, fulgt av viskøst drivfluid) er det f.eks. alltid et stort avfallsvolum av saltoppløsning så vel som en betydelig forsinkelse i å ta overflatespillmaterialet av saltoppløsning på grunn av den betydelige blandesonen dannet ved å lede kompletterings-saltoppløsningen inn i det viskøse drivfluidet. Nærværet av polymergel i spillmaterialet av kompletteringssaltoppløsning ■ kan tette igjen filtreringssystemet for saltoppløsning, og derved påføre ytterligere kostnad og forsinkede brønn-operasj oner.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også en fremgangsmåte for å fortrenge fluid fra og å rense et borehullrom i en underjordisk brønn som har en produksjonsrørstreng som strekker seg deri, som er kjennetegnet ved at fremgangsmåten omfatter å sirkulere fluidsystemet i henhold til den foreliggende oppfinnelse inn i brønnen og eventuelt deretter å sirkulere et kompletteringsfluid inn i brønnen for å fortrenge fluidene i fluidsystemet gjennom brønnen.
En typisk brønnfortrengnings- og renseprosedyre vil nå bli
beskrevet ved å anvende systemet og fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen. Figur 2 viser brønnrensesysternet som fortrenges gjennom en brønn 10 som strekker seg i en jordformasjon 11 og har en foret del 12, en uforet del 14 og en produksjonsrørstreng 16 som strekker seg innen brønnen fra et brønnhode 18. Avgjørelsen om å pumpe eller ikke pumpe de firetrinns fortrengnings- og rensesystemfluider ned gjennom en produksjonsrørstreng og opp gjennom brønnringrommet som vist i fig. 2, eller motsatt, kan baseres på flere faktorer. Hvis tettheten til det endelige kompletteringsfluid (dvs. femte trinn)' er relativt høy er det vanligvis ønskelig å pumpe fluidslampluggene, og deretter kompletteringsfluidet, ned gjennom produksjonsrørstrengen og opp gjennom ringrommet for å minimalisere blanding av kompletteringsfluid med fluid-væskeplugger i rensesystemet, spesielt fjerde trinn. En annen grunn for å pumpe brønnrensesysternet ned gjennom
produksjonsrørstrengen vil være å minimalisere sjansen for igjenplugging av enhver åpning eller munning med liten dia-meter slik som kan finnes i en borkrone hvis systemet ble pumpet gjennom en borestreng. Også fjerning av forurensninger av faste stoffer på bunnen av brønnen kan enklere utføres ved å pumpe behandlingssystemet ned gjennom produk-sjonsrørstrengen og opp gjennom ringrommet.
På den andre side, hvis tettheten til kompletteringsfluidet er relativt lav, vil dette favorisere å pumpe rensefluid-væskepluggene i serie ned gjennom brønnringrommet og opp gjennom produksjonsrørstrengen.
Det første trinnet i rensesystemet som omfatter borefluidfor-trengningsslamplugg eller -væskeplugg er foretrukket sammen-satt av de ovenfor nevnte blandinger av sulfonert styrenmaleinsyreanhydrid, vann, et vektmiddel, en viskositetsøker, en alkylpolyglykosidsurfaktant og en kosurfaktant for å gi fortrengning av borefluidet, spesielt oljebaserte eller vannbaserte boreslam, for å gi litt blandbarhet ved grenseflaten mellom borefluidet og den første trinns slampluggen eller - væskepluggen for å unngå dannelse av enhver emulsjon av ugunstig viskositeter og for å gi rensing av borehullover-flatene som omfatter indre og ytre overflater av produk-sjonsrørstrengen, den uforede veggoverflaten av et borehull og/eller de indre veggoverflater av brønnforingen. Fortrengningsfluidet virker også til å rive med og fjerne faststoffpartikler som er løst tilstede i borehullet eller klebet til borefluid- eller oljebeleggene på borehullvegg-overflåtene. Det første trinns fluid kan dannes med tettheter i området fra 1,08 til 2,2 8 kg/l og bør være omtrent lik eller litt mindre tett enn borefluidet som fortrenges, som tidligere nevnt.
Hvis rensesystemet pumpes ned gjennom en såkalt arbeidsstreng eller borestreng, kan en slik produksjonsrørstreng gå frem og tilbake og/eller rotere under innsprøytnings- og fortrengningsprosessen for å forsterke rensevirkningen til den første trinns væskepluggen. Alle blande- og lagringstanker, og strømningsledninger som leder til brønnen bør renses på for-hånd. En tilstrekkelig mengde av den første trinns væskepluggen bør dannes til å oppta omtrent 121,9 til 3 65,8 m av borehullringrommet. ' Typisk bør fortrengningsfluidvæskepluggen være i en mengde på 20 fat til 60 fat i volum (42 US gallon pr fat). Surfaktantformuleringen som anvendes i fortrengningsfluidvæskepluggen omfatter foretrukket en alkylpolyglykosidsurfaktant kjent som APG 6 00 eller Glucopon 600 tilgjengelig fra Henkel Corporation i Amber, Pennsylvania, og en liten mengde av en ikke-ionisk surfaktant solgt under handelsnavnet Neodol 91-2,5 tilgjengelig fra Shell Chemical Company i Houston, Texas. Typisk omfatter fortrengningsfluidblandingen 1,0 til 5,0 vekt% av totale aktive surfaktanter. Videre bør forholdet mellom alkylpoly-glykosidsurf aktant og ikke-ionisk kosurfaktant være i området fra 5:1 til 2:1 på vektbasis. Eksempelblandinger er vist i tabell I.
Som eksempel kan fortrengningsfluidvæskepluggen i mengde på 33 fat dannes ved å anvende 22,5 fat ferskvann og 158,8 kg av en tørr avstandsblanding i henhold til blandingene beskrevet ovenfor eller i US patent 5.030.366 og tilgjengelig fra Halliburton Energy Services som deres Alpha avstandsblanding. Foretrukket tilsettes avstandsblandingen sakte til vannet i et intervall på 10 min. for hver 22,7 kg sekk mens blandingen skjæres med maksimal pumpehastighet i 15 til 20 min. Et vektmiddel i mengde på 5896,7 kg innføres deretter i væske-pluggløshingen i en blande- og lagringstank mens blanding pg sirkulering pågår med en pumpe i omtrent 15 min.
Deretter tilsettes 3 0,3 1 av Neodol 91-2,5 sammen med 155,2 1 av Glucopon 6 00 alkylpolyglykosidsurfaktant. Foretrukket tilsettes polyglykosidsurfaktanten til slutt, omtrent en halv time før pumping inn i borehullet, for å unngå skumming.
Drivfluidvæskepluggen (andre trinn) dannes deretter i en blandetank i en mengde på 33 fat, med en tetthet på 1,2 kg/l, ved å tilsette sitronsyre til 29,5 fat vann for å senke pH-verdien til omtrent 4,0. 34,0 kg av xantangummipolymer av merket Xanvis tilsettes så sakte med en hastighet 5,67 kg pr min. mens det blandes for å dispergere polymeren. På dette punktet kan fortynnet kaustisk sodaoppløsning tilsettes sakte for å heve pH-verdien til drivfluidet til omtrent 9,0 til 10,0 til det er tyknet. For å bringe tettheten til drivfluidvæskepluggen opp til 1,2 kg/l, tilsettes så 1632,9 kg natriumklorid til væskepluggoppløsningen. Denne oppløsningen skjæres ved maksimal pumpehastighet i omtrent 15 til 3 0 min. for å hjelpe den til å nå sin fulle viskositet. Mengden av drivfluidvæskeplugg som dannes bør også oppta fra 121,9 til 365,8 m av borehullrommet.
En tilstrekkelig mengde kompletteringsfluid (saltoppløsning) dannes for å anvendes som det tredje trinn eller buffertrinn, foretrukket med en tetthet på 1,02 kg/l og med et totalt volum tilsvarende omtrent 182,9 til 365,8 m av borehull-ringrom. Det fjerde fluidet eller vasketrinnsfluidet kan også dannes ved å tilsette omtrent 6,3 fat organisk løsnings-middel, dvs. Super Pickle eller CE101, til 14,0 fat av kompletteringssaltoppløsning. En tilstrekkelig mengde av bufferfluidslampluggen eller -væskepluggen må anvendes for å sikre at ikke noe restpolymergel som resulterer fra blanding av drivfluidvæskepluggen med buffervæskepluggen forurenser vaskevæskepluggen.
Fortrengning inn i brønnen begynner med å pumpe fortrengn-ingsf luidvæskepluggen, fulgt av å pumpe drivfluidvæskepluggen, fulgt av å pumpe bufferfluidvæskepluggen og til slutt å pumpe vaskefluidvæskepluggen.. En 4,0 fat pr min. pumpehastighet er foretrukket opprettholdt inntil alle fire trinn er pumpet inn i borehullet. Pumping bør fortsette inntil det er total fortrengning av oljebasert borefluid eller annet borefluid. Borefluidet eller "slammet" dirigeres til en avfallstank ved sin returnering fra borehullet og fortrengningsfluidvæskepluggen, drivfluidvæskepluggen og buffer-og vaskefluidvæskepluggene dirigeres også til en avfallstank for riktig deponering ved deres returnering fra borehullet.
Med den foregående prosedyren, er det ventet at forurensning
av kompletteringssaltoppløsningen (femte trinn) ikke er mer enn 10 til 20 fat. Når saltoppløsningsavfallene ser klare ut, kan de tas til en vanlig filtreringsenhet mens sirkulering fortsetter ved en relativ høy hastighet for å fortrenge enda ett eller to borehullvolum, eller inntil saltopp-løsningsklarheten er 3 0 NTU eller mindre.
Det bør nevnes at borefluidet, f.eks. en oljebasert boreslam-blanding, kan modifiseres i løpet av boreprosessen for å for-enkle renseprosedyren. F.eks. i nærheten av total hulldybde, kan forberedelse for rense- og kompletteringsoperasjonen utføres ved å øke det volumetriske olje-vann-forhold til
80/20 eller høyere, hvis mulig, mens det overflødige kalk-innhold reduseres til et minimum på 0,0 til 0,45 kg pr fat. Reologien til oljebasert slam, dvs. plastisk viskositet, flytegrense og gelstyrke, bør også modifiseres slik at flytegrensen er mindre enn fortrengningsfluidvæskepluggen.
For det andre kan en foringsrør- eller produksjonsrørskrape drives slik som foringsrørbørsten av merket Hedge Hog lignende den beskrevet i US patent 4.896.720. Borefluidet bør holdes i sirkulering under skrapetiden og arbeidsstrengen eller borestrengen kan roteres og beveges frem og tilbake også under forskyvning.
Fagmenn på området vil forstå fra det foregående at et forbedret rensesystem for borehull og en fremgangsmåte er tilveiebragt ved den foreliggende oppfinnelse. Det første trinnet som omfatter fortrengningsfluidvæskepluggen gir en tetthetsbalansert fortrengning av borefluider med god rensing av produksjonsrør- og foringsrøroverflater eller borehull-overflate i et uforet borehull. Hver av fluidtrinnene eller væskepluggene hindres i å undergå ukontrollert fortynning og dispergering med en gradvis tetthets- og viskositetsovergang og en hurtigvirkende og turbulent rensevirkning tilveiebringes ved den fjerde trinns væskepluggen. Foretrukket varierer ikke tetthetene til hvert av fluidene som omfatter de andre, tredje og fjerde trinn fra tetthetene til fluidet i det tilgrensende trinn med mer enn omtrent 2,4-g/cm<3> (2,0 pund per gallon). Hele systemet gir ikke bare forbedret rensevirkning, men minimaliserer volum av kompletteringsfluid som må tømmes ut på grunn av forurensning.
Selv om en foretrukket utførelse av et system og en fremgangsmåte for å rense borehull er beskrevet i det foregående, vil fagmenn på området se at forskjellige substitusjoner og modifikasjoner kan gjøres ved systemet og fremgangsmåten.
PATENTKRAV
l. Fluidsystem for å fortrenge borefluid og lignende fra et borehull og for å rense borehullveggene for borefluidet og andre forurensninger i borehullet,
karakterisert' ved at systemet omfatter:
en første trinns vandig fortrengningsfluidvæskeplugg for å fortrenge borefluid fra borehullet,
en andre trinns drivfluidvæskeplugg for å drive fortreng-ningsf luidet fra borehullet,
en tredje trinns bufferfluidvæskeplugg, og
en fjerde trinns vaskefluidvæskeplugg,
og hvori vaskefluidvæskepluggen inkluderer et organisk løsningsmiddel. 2 . Fluidsystem som angitt i det foregående krav, hvori tetthetene til hvert av fluidene som omfatter de andre, tredje og fjerde trinn ikke varierer fra tetthetene til fluidet i det tilstøtende trinn med mer enn omtrent 2,4 g/cm<3 >(2,0 pund pr. gallon).
Claims (24)
- overflate i et uforet borehull. Kver av fluidtrinnene eller væskepluggene hindres i å undergå ukontrollert fortynning og dispergering med en gradvis tetthets- og viskositetsovergang og en hurtigvirkende.og turbulent rensevirkning tilveie- bringes ved den fjerde trinns væskepluggen. Foretrukketi varierer ikke tetthetene til hvert av fluidene som omfatter de andre, tredje og fjerde trinn fra tetthetene til fluidet i det tilgrensende trinn med mer enn omtrent 2,4-g/cm<3> {2,0 pund per gallon). Hele systemet gir ikke bare forbedret rensevirkning, men minimaliserer volum av kompletteringsfluid som må tømmes ut på grunn av forurensning.Selv om en foretrukket utførelse av et system og en fremgangsmåte for å rense borehull er beskrevet i det foregående, vil fagmenn på området se at forskjellige substitusjoner og modifikasjoner kan gjøres ved systemet og fremgangsmåten.PATENTKRAV1. Fluidsystem for å fortrenge borefluid og lignende fra et borehull og for å rense borehullveggene for borefluidet og andre forurensninger i borehullet,karakterisert ved at systemet- omfatter: en første trinns vandig fortrengningsfluidvæskeplugg for å fortrenge borefluid fra borehullet, .en andre trinns drivfluidvæskeplugg for å drive fortreng-ningsf luidet fra borehullet, en tredje trinns bufferfluidvæskeplugg, og en fjerde trinns vaskefluidvæskeplugg, og hvori vaskefluidvæskepluggen inkluderer et organisk løsningsmiddel.
- 2. Fluidsystem som angitt i det foregående krav, hvori tetthetene til hvert av fluidene som omfatter de andre, tredje og fjerde trinn ikke varierer fra tetthetene til fluidet i det tilstøtende trinn med mer enn omtrent 2,4 g/cm<3 >(2,0 pund pr. gallon).
- 3. Fluidsystem for å fortrenge borefluid og lignende fra et borehull og for å rense borehullveggene for borefluidet og andre forurensninger i borehullet,karakterisert ved at systemet omfatter: en første trinns vandig fortrengningsfluidvæskeplugg for å fortrenge borefluid fra borehullet, en andre trinns drivfluidvæskeplugg for å drive fortrengningsfluidet fra borehullet, og en vaskefluidvæskeplugg, og hvori vaskefluidvæskepluggen inkluderer et organisk løsningsmiddel.
- 4. Fluidsystem som angitt i krav 1, 2 eller 3, hvori drivfluidet omfatter en viskøs gel.
- 5. Fluidsystem som angitt i krav 4, hvori den viskøse gel omfatter vann og xantangummi.
- 6. Fluidsystem som angitt i krav 5, hvori drivfluidet omfatter en kloridsaltoppløsning og xantangummi.
- 7. Fluidsystem som angitt i krav 5 eller 6, hvori for-trengningsf luidet omfatter et dispergeringsmiddel, vann, en viskositetsøker og en surfaktant som omfatter et alkylpolyglykosid i området omtrent 0,5 til 10,0 vekt% av fortrengningsfluidet, og drivfluidet omfatter vann og xantangummi.
- 8 . Fluidsystem for å fortrenge borehullfluider og lignende fra et borehull og for å rense borehullveggene for fluidene og andre forurensninger i borehullet,karakterisert ved at systemet omfatter: en fortrengningsfluidvæskeplugg for å fortrenge borehullfluidene og for å rense veggene i borehullet, idet fortrengningsfluidvæskepluggen omfatter vann og en surfaktant, en bufferfluidvæskeplugg, og en vaskefluidvæskeplugg,i og hvori vaskefluidvæskepluggen inkluderer et organisk løsningsmiddel.
- 9. Fluidsystem som angitt i krav 1, 2 eller 8, hvori bufferfluidet omfatter en mengde saltoppløsning.
- 10. Fluidsystem som angitt i krav 8 eller 9, hvori surfaktanten inkluderer en hydrofil gruppe som omfatter en eller flere vannfrie glukoseenheter og en lipofil del valgt fra en gruppe bestående av en rettkjedet alkylkjede, en forgrenet alkylkjede som kan inneholde en eller flere dobbeltbindinger eller en hydroksygruppe og en alkylfenolkjede.
- 11. Fluidsystem som angitt i krav 10, hvori surfaktanten omfatter et alkylpolyglykosid som har en alkylkjedelengde i området C4 til C18.
- 12. Fluidsystem som angitt i ett eller.flere av kravene 1 til 11, hvori det organiske løsningsmiddel omfatter et d-Limonen-basert løsningsmiddel.
- 13. Fluidsystem som angitt i ett eller flere av kravene 1 til 12, hvori konsentrasjonen av løsningsmiddelet i vaskefluidet er i området 2 0 til 50 volum%.
- 14. Fluidsystem som angitt i ett eller flere av kravene 1 til 13, hvori vaskefluidet videre omfatter minst en av en alkylpolyglykosidsurfaktant, en kosurfaktant og et kaustisk middel.
- 15. Fluidsystem som angitt i krav 14, hvori det kaustiske middel er valgt fra natriumhydroksyd og kaliumhydroksyd.
- 16. Fluidsystem som angitt i krav 14 eller 15, hvori konsentrasjonen av surfaktanten i vaskefluidet er i området 0,5 til 10,0 vekt%.
- 17. Fluidsystem som angitt i ett eller flere av de foregående krav, hvori fortrengningsfluidet omfatter et dispergeringsmiddel, vann, en viskositetsøker og en surfaktant.
- 18. Fluidsystem som angitt i krav 17, hvori fortrengningsfluidet omfatter en surfaktant i en mengde på omtrent 1,0 til 10,0 vekt% av fortrengningsfluidet.
- 19. Fluidsystem som angitt i krav 17 eller 18, hvori surfaktanten er som spesifisert i krav 10 eller 11.
- 20. Fluidsystem som angitt i ett eller flere av kravene 17 til 19, hvori fortrengningsfluidet omfatter en kosurfaktant valgt fra en gruppe bestående av rettkjedet eller forgrenet alkylalkoholetoksylat, alkylfenoletoksylat, amfotære, anioniske og kationiske surfaktanter.
- 21. Fluidsystem som angitt i ett eller flere av kravene 17 til 20, hvori fortrengningsfluidet omfatter et dispergeringsmiddel valgt fra en gruppe bestående av sulfonert styrenmaleinsyreanhydrid, sulfonert vinyltoluenmaleinsyreanhydrid og sulfonert isobutylenmaleinsyreanhydrid.
- 22. Fluidsystem som angitt i ett eller flere av kravene 17 til 21,hvori fortrengningsfluidet omfatter en eller flere viskositetsøkere valgt fra en gruppe bestående av Welangummi, hydroksyetylcellulose, karboksymetylhydroksyetylcellulose, attapulgitt, delvis hydrolysert polyakrylamid, sepiolitt, bentonitt, akrylamidpolymerer, akrylsyrepolymerer, 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyrekopolymerer, polyvinyl-pyrrolidon og silikatekstendere.
- 23. Fluidsystem som angitt i ett eller flere av de foregående krav, hvori fortrengningsfluidvæskepluggen har en tetthet som er den samme som eller litt mindre enn tettheten til borefluidet.
- 24. Fremgangsmåte for å fortrenge fluid fra og å rense et borehullrom i en underjordisk brønn som har en produksjons-rørstreng som strekker seg deri,karakterisert ved at fremgangsmåten omfatter å sirkulere et fluidsystem som angitt i ett eller flere av kravene 1 til 2 3 inn i brønnen og eventuelt deretter å sirkulere et kompletteringsfluid inn i brønnen for å fortrenge fluidene i fluidsystemet gjennom brønnen.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/148,736 US5458197A (en) | 1991-01-30 | 1993-11-05 | Well cleanout system and method |
PCT/US1994/011868 WO1995012741A1 (en) | 1993-11-05 | 1994-10-19 | Well cleanout system and method |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO961793D0 NO961793D0 (no) | 1996-05-03 |
NO961793L NO961793L (no) | 1996-05-03 |
NO319085B1 true NO319085B1 (no) | 2005-06-20 |
Family
ID=22527120
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19961793A NO319085B1 (no) | 1993-11-05 | 1996-05-03 | Fremgangsmate og fluidsystem for a rense borehull. |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5458197A (no) |
EP (1) | EP0727009B1 (no) |
CA (1) | CA2175900C (no) |
DE (1) | DE69427826T2 (no) |
NO (1) | NO319085B1 (no) |
WO (1) | WO1995012741A1 (no) |
Families Citing this family (54)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5501276A (en) * | 1994-09-15 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Drilling fluid and filter cake removal methods and compositions |
US5830831A (en) * | 1995-05-11 | 1998-11-03 | Atlantic Richfield Company | Surfactant blends for well operations |
US6090754A (en) * | 1995-05-11 | 2000-07-18 | Atlantic Richfield Company | Surfactant blends for well operation |
US5676763A (en) * | 1995-06-07 | 1997-10-14 | Well-Flow Technologies, Inc. | Process for cleaning pipe dope and other solids from well systems |
GB9517271D0 (en) * | 1995-08-23 | 1995-10-25 | Polycell Prod Ltd | Terpene compositions and the use of terpene compositions as a sealant remover |
US5789352A (en) * | 1996-06-19 | 1998-08-04 | Halliburton Company | Well completion spacer fluids and methods |
US5866517A (en) * | 1996-06-19 | 1999-02-02 | Atlantic Richfield Company | Method and spacer fluid composition for displacing drilling fluid from a wellbore |
FR2771444B1 (fr) * | 1997-11-26 | 2000-04-14 | Schlumberger Cie Dowell | Amerioration du placement de coulis de ciment dans les puits en presence de zones geologiques contenant des argiles gonflantes ou de restes de boue contenant des argiles |
US5874386A (en) * | 1998-02-13 | 1999-02-23 | Atlantic Richfield Company | Method for cleaning drilling fluid solids from a wellbore using a surfactant composition |
US6000412A (en) * | 1998-02-13 | 1999-12-14 | Atlantic Richfield Company | Method for cleaning deposits from a tank using a surfactant composition |
US6112814A (en) * | 1998-02-13 | 2000-09-05 | Atlantic Richfield Company | Method for cleaning wellbore surfaces using coiled tubing with a surfactant composition |
US5996692A (en) * | 1998-02-13 | 1999-12-07 | Atlantic Richfield Company | Surfactant composition and method for cleaning wellbore and oil field surfaces using the surfactant composition |
US5977032A (en) * | 1998-09-26 | 1999-11-02 | Atlantic Richfield Company | Acidic surfactant composition and method for cleaning wellbore and flowline surfaces using the surfactant composition |
US6489270B1 (en) * | 1999-01-07 | 2002-12-03 | Daniel P. Vollmer | Methods for enhancing wellbore treatment fluids |
US20030130133A1 (en) * | 1999-01-07 | 2003-07-10 | Vollmer Daniel Patrick | Well treatment fluid |
US6283213B1 (en) | 1999-08-12 | 2001-09-04 | Atlantic Richfield Company | Tandem spacer fluid system and method for positioning a cement slurry in a wellbore annulus |
WO2001018147A1 (en) * | 1999-09-07 | 2001-03-15 | Crompton Corporation | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
US7358215B1 (en) | 1999-09-07 | 2008-04-15 | Akzo Nobel Surface Chemistry Llc | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
GB2371823B (en) | 1999-09-24 | 2004-09-01 | Akzo Nobel Nv | A method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation |
US6672388B2 (en) | 2001-06-13 | 2004-01-06 | Lamberti Usa, Inc. | Process for the cleaning of oil and gas wellbores |
US8273693B2 (en) * | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
US6935426B1 (en) | 2003-02-04 | 2005-08-30 | Encana Oil & Gas (Usa) Inc. | System and method for polymer filter cake removal |
EP1694969B1 (en) | 2003-12-09 | 2009-03-18 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Transporting fluids through a conduit |
US7621334B2 (en) | 2005-04-29 | 2009-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US7825073B2 (en) * | 2004-07-13 | 2010-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising clarified xanthan and associated methods |
US7727936B2 (en) * | 2004-07-13 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods |
US7727937B2 (en) | 2004-07-13 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods |
US20060014648A1 (en) * | 2004-07-13 | 2006-01-19 | Milson Shane L | Brine-based viscosified treatment fluids and associated methods |
US7279446B2 (en) * | 2004-11-15 | 2007-10-09 | Rhodia Inc. | Viscoelastic surfactant fluids having enhanced shear recovery, rheology and stability performance |
US8105989B2 (en) | 2005-04-05 | 2012-01-31 | M-I L.L.C. | Water based completion and displacement fluid and method of use |
US20060223714A1 (en) | 2005-04-05 | 2006-10-05 | M-L L.L.C. | Invert emulsion based completion and displacement fluid and method of use |
US20070125542A1 (en) * | 2005-12-07 | 2007-06-07 | Akzo Nobel N.V. | High temperature gellant in low and high density brines |
US20080194432A1 (en) * | 2007-02-14 | 2008-08-14 | Jurgen Heidlas | Method for breaking the viscosity of polymer-thickened aqueous systems for mineral oil and natural gas exploration |
EA017008B1 (ru) | 2007-02-19 | 2012-09-28 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Разрушающая и вытесняющая жидкость и способ применения |
BRPI0813015A2 (pt) | 2007-07-02 | 2014-12-23 | Mi Llc | Líquido de portador de embalagem de cascalho com disjuntor interno |
US9140707B2 (en) * | 2007-08-10 | 2015-09-22 | University Of Louisville Research Foundation, Inc. | Sensors and methods for detecting diseases caused by a single point mutation |
US8006760B2 (en) * | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
EP2175003A1 (en) * | 2008-10-13 | 2010-04-14 | Services Pétroliers Schlumberger | Particle-loaded wash for well cleanup |
US8865632B1 (en) | 2008-11-10 | 2014-10-21 | Cesi Chemical, Inc. | Drag-reducing copolymer compositions |
MY153279A (en) | 2009-05-08 | 2015-01-29 | Mi Llc | Gravel pack carrier fluids |
WO2012003356A2 (en) | 2010-06-30 | 2012-01-05 | M-I L.L.C. | Breaker and displacement fluid |
US20120000658A1 (en) * | 2010-06-30 | 2012-01-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for in situ fluid assessment and optimization during wellbore displacement operations |
EP2734705A4 (en) * | 2011-07-20 | 2014-08-20 | Conocophillips Co | SOLUTION OF SURFACTANTS AND POLYMERS FOR INCREASING HYDROCARBON RECOVERY |
US9663702B2 (en) * | 2012-08-30 | 2017-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert emulsion transition fluid containing calcium aluminate cement |
US9701886B2 (en) | 2013-03-05 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alkyl polyglycoside derivative as biodegradable foaming surfactant for cement |
US9012379B2 (en) * | 2013-03-05 | 2015-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alkyl polyglycoside derivative as biodegradable spacer surfactant |
US9260648B2 (en) * | 2013-05-15 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of treating a high-temperature well with a fluid containing a viscosifier and a stabilizer package |
US9969925B2 (en) | 2014-12-22 | 2018-05-15 | Wellbore Chemicals LLC | Composition of wellbore cleaning agent |
US20160280988A1 (en) * | 2015-03-24 | 2016-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Application of chlorine dioxide to subsurface wells |
WO2018038726A1 (en) * | 2016-08-24 | 2018-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coil tubing cleanout fluid |
US11072996B2 (en) | 2017-01-27 | 2021-07-27 | C&J Spec-Rent Services, Inc. | Cleaning wellbore perforation clusters and reservoir fractures |
EP3994232A4 (en) | 2019-07-04 | 2023-07-12 | ConocoPhillips Company | WAX DEPOSIT REMOVAL USING AQUEOUS SURFACTANT |
US11959019B2 (en) | 2022-08-01 | 2024-04-16 | HRB Stimulation, LLC | Anhydrous ammonia stimulation process |
US20240084676A1 (en) * | 2022-09-08 | 2024-03-14 | Saudi Arabian Oil Company | Method for downhole chemical storage for well mitigation and reservoir treatments |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3070162A (en) * | 1960-03-21 | 1962-12-25 | Atlantic Refining Co | Chemical method for cleaning disposal and injection wells |
US3529666A (en) * | 1968-07-30 | 1970-09-22 | Dow Chemical Co | Method of improving permeability of geologic formations by removal of organic material therefrom |
US3653441A (en) * | 1970-06-03 | 1972-04-04 | Shell Oil Co | Process for cementing well bores |
US3756319A (en) * | 1972-02-28 | 1973-09-04 | Union Oil Co | Method for stimulating the production of oil from a producing well |
US3884302A (en) * | 1974-05-29 | 1975-05-20 | Mobil Oil Corp | Well cementing process |
US4423781A (en) * | 1980-04-01 | 1984-01-03 | Standard Oil Company | Method of using a spacer system in brine completion of wellbores |
US4565647B1 (en) * | 1982-04-26 | 1994-04-05 | Procter & Gamble | Foaming surfactant compositions |
EP0103779A3 (en) * | 1982-09-20 | 1985-01-09 | John E. Oliver | Removing contaminates from a well fluid and well system |
US4528106A (en) * | 1983-11-14 | 1985-07-09 | Olin Corporation | Glucoside surfactants |
US4648453A (en) * | 1985-11-18 | 1987-03-10 | Exxon Production Research Co. | Process for remedial cementing |
US4681164A (en) * | 1986-05-30 | 1987-07-21 | Stacks Ronald R | Method of treating wells with aqueous foam |
US5030366A (en) * | 1989-11-27 | 1991-07-09 | Atlantic Richfield Company | Spacer fluids |
CA2099012C (en) * | 1991-01-30 | 1999-08-03 | Albert F. Chan | Well cleanout using caustic alkyl polyglycoside compositions |
-
1993
- 1993-11-05 US US08/148,736 patent/US5458197A/en not_active Expired - Lifetime
-
1994
- 1994-10-19 DE DE69427826T patent/DE69427826T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1994-10-19 CA CA002175900A patent/CA2175900C/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-10-19 EP EP94931405A patent/EP0727009B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-10-19 WO PCT/US1994/011868 patent/WO1995012741A1/en active IP Right Grant
-
1996
- 1996-05-03 NO NO19961793A patent/NO319085B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0727009A4 (en) | 1996-11-20 |
CA2175900A1 (en) | 1995-05-11 |
NO961793D0 (no) | 1996-05-03 |
EP0727009A1 (en) | 1996-08-21 |
WO1995012741A1 (en) | 1995-05-11 |
CA2175900C (en) | 2001-02-06 |
DE69427826T2 (de) | 2002-04-11 |
US5458197A (en) | 1995-10-17 |
NO961793L (no) | 1996-05-03 |
EP0727009B1 (en) | 2001-07-25 |
DE69427826D1 (de) | 2001-08-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO319085B1 (no) | Fremgangsmate og fluidsystem for a rense borehull. | |
US5904208A (en) | Method of cleaning a well bore prior to cementing | |
Caenn et al. | Drilling fluids: State of the art | |
CN102282233B (zh) | 用于井眼清洁的清洁剂及其使用方法 | |
EP0814232B1 (en) | Well completion spacer fluids | |
US6283213B1 (en) | Tandem spacer fluid system and method for positioning a cement slurry in a wellbore annulus | |
NO20101622A1 (no) | Fremgangsmate for endring av fuktbarheten av bergformasjoner | |
US20050038199A1 (en) | Crosslinkable thermal insulating compositions and methods of using the same | |
NO177325B (no) | Brönnbehandlingsvæske og tilsetningsmiddel | |
NO163298B (no) | Vaeskeformig skillemiddel og anvendelse derav. | |
NO329920B1 (no) | Konsentrat for tverrbinding av polymerer i vandige losninger, fluid, og fremstilling av formiatholdig fraktureringsfluid | |
EP2651827A1 (en) | Lignosulfonate grafts with an acid, ester and non-ionic monomers | |
CA2366355C (en) | Method of cleaning a well bore prior to installing a water based fluid system | |
EA003014B1 (ru) | Раствор для бурения или эксплуатации скважины, способ бурения или эксплуатации скважины в подземной формации | |
US4411801A (en) | Low solids well servicing fluids | |
US11492873B2 (en) | Method of removing non-aqueous drilling mud with banana containing fluid | |
AU2002350945A1 (en) | Method of stabilising clay or shale | |
RU2452849C1 (ru) | Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе | |
US11976239B2 (en) | Method of removing non-aqueous drilling mud with banana containing fluid | |
NO752012L (no) | ||
NO811100L (no) | Skillesystem for bruk i oljebroenner. | |
NO850093L (no) | Fremgangsmaate for boring av en broenn | |
MXPA00000600A (en) | Fluids useful for oil mining comprising de-acetylated xanthane gum and at least one compound increasing the medium ionic strength |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |