NO340542B1 - Fremgangsmåter for stimulering av en underjordisk formasjon og for å inhibere eller kontrollere frigivelsestakten av et brønnbehandlingsmiddel i en underjordisk formasjon eller i et brønnhull - Google Patents

Fremgangsmåter for stimulering av en underjordisk formasjon og for å inhibere eller kontrollere frigivelsestakten av et brønnbehandlingsmiddel i en underjordisk formasjon eller i et brønnhull Download PDF

Info

Publication number
NO340542B1
NO340542B1 NO20055969A NO20055969A NO340542B1 NO 340542 B1 NO340542 B1 NO 340542B1 NO 20055969 A NO20055969 A NO 20055969A NO 20055969 A NO20055969 A NO 20055969A NO 340542 B1 NO340542 B1 NO 340542B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
well treatment
treatment agent
composite
inhibitors
water
Prior art date
Application number
NO20055969A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20055969L (no
Inventor
Satyanarayana D V Gupta
Joseph W Kirk
Original Assignee
Baker Hughes Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of NO20055969L publication Critical patent/NO20055969L/no
Publication of NO340542B1 publication Critical patent/NO340542B1/no

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C09K8/518—Foams
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
    • 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
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • 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
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • C09K8/703—Foams
    • 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
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • C09K8/706—Encapsulated breakers
    • 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
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • 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
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/902—Controlled release agent

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Water Treatment By Sorption (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)
  • Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)

Description

Oppfinnelsesområdet
Oppfinnelsen vedrører og fremgangsmåter som omfatter å anvende kom-positter (kombinasjonsprodukter) for bruk ved oljefeltanvendelser, idet komposittene er i stand til sakte å frigi brønnbehandlingsmidler.
Bakgrunn for oppfinnelsen
Oljefeltfluider (f.eks. olje, gass og vann) er generelt komplekse blandinger av alifatiske hydrokarboner, aromater, heteroatommolekyler, anioniske- og kationiske salter, syrer, sand, silt, leirer og en lang rekke av forskjellige andre kompo-nenter. Karakteren av disse fluider kombinert med de strenge betingelser for var-me, trykk og turbulens hvortil de ofte utsettes for under utvinning er bidragende faktorer til skalldannelse, saltdannelse, parafinavsetning, emulgering (både vann i oljeemulsjon og olje i vannemulsjon), gasshydratdannelse, korrosjon, asfaltenutfelling og parafindannelse i olje- og/eller gassproduksjonsbrønner og overflateutstyr. Slike betingelser minsker i sin tur permeabiliteten av den underjordiske formasjon, reduserer brønnproduktiviteten og forkorter levetiden av produksjonsutstyret. For å rense skall fra brønner og utstyr er det nødvendig å stanse produksjonen, noe som både er tidkrevende og kostbart.
Brønnbehandlingsmidler anvendes ofte i produksjonslønner for å hindre de skadelige virkninger som forårsakes av slike formasjoner og utfellinger. F.eks. styres skalldannelse i formasjonen og/eller i produksjonsledningene nede i brøn-nen og ved overflaten ofte ved bruk av avleiringshemmere. Flere metoder er kjent innen dette området for innføring av brønnbehandlingsmidler i produksjonsbrøn-ner. F.eks. kan et flytende brønnbehandlingsmiddel presses inn i formasjonen ved utøvelse av hydraulisk trykk fra overflaten som da tvinger behandlingsmiddelet inn i målsonen. I de fleste tilfeller utføres slike behandlinger ved brønninjeksjonstrykk lavere enn tilsvarende formasjonens fraktureringstrykk. Følgelig kan tilførselsme-toden bestå av å anbringe et fast brønnbehandlingsmiddel inn i den produserende formasjon i forbindelse med en hydraulisk fraktureringsoperasjon. Denne metode foretrekkes ofte på grunn av at den anbringer behandlingsmiddelet i kontakt med fluidene inneholdt i formasjonen før disse fluider kommer inn i borehullet hvor de ofte medfører skadelige virkninger.
Flere metoder er kjent på området for å innføre brønnbehandlingsmidler inn i produksjonslønner. Foreksempel beskriver US 3,850,248 og US 4,108,779 et emulgeringsmiddel for anvendelse i kombinasjon med en fast bærer som et av-standsfluid i forhold til stimuleringsfluider. I US 4,108,779 tilveiebringes et vann-i-olje emulsjonsfluid, som separere ulike typer av fluider slik som borefluider og se-menter. Slike fluider er tiltenkt for relativt korttids boreoperasjoner fremfor lang-tidsoperasjoner. US 6,380,136 beskriver brønnbehandlingsmidler belagt med et materiale slik som et dispergeringsmiddel eller overflateaktivt middel. Slike belagte materialer anvendes ikke for å stimulere underjordiske formasjoner.
I noen kjente metoder kan et flytende brønnbehandlingsmiddel drives inn i formasjonen ved anvendelse av hydraulisk trykk fra overflaten, som driver behandlingsmiddelet inn i målsonen. I de fleste tilfeller utføres slike behandlinger ved nedihulls injeksjonstrykk under det til formasjonsfrakturtrykket.
Alternativt kan leveringsmetoden bestå i å bringe et fast brønnbehand-lingsmiddel inn i den produserende formasjonen i sammenheng med en hydraulisk fraktureringsoperasjon. Denne metoden foretrekkes ofte da den bringer behandlingsmiddelet i kontakt med fluidene inneholdt i formasjonen før slike fluider kommer inn i borehullet hvor skadelige effekter ofte opptrer. For eksempel beskriver US 2003/0032562 anvendelsen av brønnbehandlingsmidler adsorbert på vann-løselige adsorbenter. Levetiden for slike brønnbehandlingsmidler er imidlertid svært kort. WO 09/54592 beskriver proppemidler som kan impregneres med et vannoppløselig brønnbehandlingsmiddel. Ettersom proppemiddelet knuses opplø-ses brønnbehandlingsmiddelet. Slike materialer frigjør ikke langsomt brønnbe-handlingsmiddelet inn i formasjonen.
Det søkes derfor etter behandlingsmetoder for innføring av brønnbehand-lingsmidler i olje- og/eller gassbrønner hvori behandlingsmiddelet kan frigis over en forlenget tidsperiode. Det er ønskelig at slike metoder ikke krever kontinuerlig oppmerksomhet av operatører over lange perioder.
Oppsummering av oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for stimulering av en underjordisk formasjon, som omfatter å pumpe inn i formasjonen, i et enkelt behandlingstrinn, et frakturerings- eller surgjøringsfluid som omfatter en kompositt av et brønnbehandlingsmiddel absorbert på et vannuoppløselig adsorpsjonsmiddel,
hvori brønnbehandlingsmiddelet oppløses ved en generelt konstant takt i løpet av en utstrakt tidsperiode i det vann som inneholdes i formasjonen,
hvori overflatearealet av adsorpsjonsmiddelet er fra omtrent 1 m<2>/g til omtrent 100 m<2>/g, vektforholdet mellom brønnbehandlingsmiddelet og adsorpsjons-middel i kompositten er fra omtrent 9:1 til omtrent 1:9, og levetiden for kompositten innført i det enkle behandlingstrinnet er minst seks måneder.
Videre tilveiebringes en fremgangsmåte for å kontrollere frigivelsestakten av et brønnbehandlingsmiddel i et brønnhull som omfatter å innføre i brønnhullet en brønnbehandlingssammensetning som omfatter en kompositt av et brønnbehand-lingsmiddel absorbert på et vannuoppløselig adsorpsjonsmiddel som har et overflateareal fra omtrent 1 m<2>/g til omtrent 100 m<2>/g, hvori vektforholdet mellom brønnbehandlingsmiddelet og adsorpsjonsmiddel i kompositten er fra omtrent 9:1 til omtrent 1:9, og videre hvori kompositten haren levetid fra en enkelt behandling på minst seks måneder.
Oppfinnelsen tilveiebringer også en fremgangsmåte for å inhibere eller kontrollere frigivelsestakten av et brønnbehandlingsmiddel i en underjordisk formasjon eller i et brønnhull som omfatter å innføre i formasjonen eller brønnhullet en kompositt av et brønnbehandlingsmiddel absorbert på et vannuoppløselig adsorpsjonsmiddel, hvori adsorpsjonsmiddelet har et overflateareal fra omtrent 1 m<2>/g til omtrent 100 m<2>/g, og videre hvori vektforholdet mellom brønnbehand-lingsmiddel og adsorpsjonsmiddel i kompositten er fra omtrent 9:1 til omtrent 1:9, idet kompositten har en levetid fra en enkelt behandling på minst seks måneder.
Egnede brønnbehandlingsmidler inkluderer de som er i stand til å ta seg av de uønskede virkninger som bevirkes av skalldannelser, saltdannelser, parafinavsetning, emulgering (både vann i oljeemulsjoner og olje i vannemulsjoner), gasshydratdannelse, korrosjon, asfaltenutfelling, og parafindannelse. Videre inkluderer andre egnede behandlingsmidler skumdanningsmidler, oksygenfjerningsmidler, biocider og overflateaktive midler så vel som andre midler hvori sakte frigivelse inn i produksjonsbrønnen er ønsket.
I en foretrukket utførelsesform er brønnbehandlingsmiddelet en avleiringshemmer valgt fra gruppen bestående av fosfater, fosfatestere, fosforsyre, fos fonater, fosfonsyre, polyakrylamider, salter av akrylamidometylpropansul-fonat/akrylsyrekopolymerer (AMPS/AA), fosfinerte maleinsyrekopolymerer (PHOS/MA), salter av polymaleinsyre/akrylsyre/akrylamidometylpropan-sulfonatterpolymer (PMA/AMPS) eller blandinger derav.
Det vannuoppløselige adsorpsjonsmiddel er foretrukket aktivert karbon, silikapartikler, utfelt silika, zeolitt, diatomerjord, malte valnøttskall, blekejord og organiske syntetiske vannuoppløselige adsorpsjonsmidler med høy molekylvekt.
Mengden av brønnbehandlingsmiddel i brønnbehandlingskompositten kan være så lav som en ppm (1 del per million).
Brønnbehandlingskompositten kan anvendes for å hindre og/eller kontrollere dannelsen av avsetninger i en produksjonsbrønn. I tillegg kan brønnbehand-lingskompositten anvendes for å kontrollere frigivelsestakten av brønnbehand-lingsmidler i en produksjonsbrønn.
Kort beskrivelse av tegningen
For mer fullstendig å forstå tegningen som det er referert i den detaljerte beskrivelse av den foreliggende oppfinnelse gis en kort beskrivelse av tegningen hvori: Fig. 1 illustrerer effektiviteten av kompositten som anvendes i oppfinnelsen i en pakket sandkolonne.
Detaljert beskrivelse av de foretrukne utførelsesformer
Kompositten anvendt i fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen inneholder et brønnbehandlingsmiddel adsorbert på et vannuoppløselig adsorpsjonsmiddel. Brønnbehandlingsmiddelet kan frigis sakte fra kompositten etter innføring i et mål-område. Kompositten tillater derfor en kontinuerlig tilførsel av brønnbehandlings-middelet inn i målområdet.
I en foretrukket utførelsesform kan brønnbehandlingsmiddelet være minst et element valgt fra gruppen bestående av avemulgeringsmidler (både for vann i oljeemulsjoner eller olje i vannemulsjoner), korrosjonsinhibitorer, avleiringshemmere, parafininhibitorer, gasshydratinhibitorer, saltdannelsesinhibitorer og asfalten-dispergeringsmidler.
Videre inkluderer andre egnede behandlingsmidler skumdanningsmidler, oksygenfjerningsmidler, biocider og overflateaktive midler så vel som andre midler for hvilke sakte frigivelse inn i produksjonsbrønnen er ønskelig. Adsorpsjon av brønnbehandlingsmiddelet på adsorpsjonsmiddelet reduserer (eller eliminerer) den mengde av brønnbehandlingsmiddelet som det er nødvendig å ha i oppløs-ning. Ettersom brønnbehandlingsmiddelet er adsorbert på et substrat kan bare en liten mengde av brønnbehandlingsmiddelet bli frigitt inn i det vandige medium. Brønnbehandlingsmiddelet er foretrukket et flytende materiale. Hvis brønnbehand-lingsmiddelet er et faststoff kan det oppløses i et passende løsningsmiddel slik at brønnbehandlingsmiddelet går over til en væske.
I en foretrukket utførelsesform inhiberer, kontrollerer, forebygger eller be-handler brønnbehandlingskompositten som anvendes i den foreliggende oppfinnelse effektivt dannelsen av uorganiske skalldannelser som avsettes i underjordiske formasjoner, som f.eks. oljebrønner, gassbrønner og borehull. Komposittene som anvendes i oppfinnelsen er særlig effektive i behandling av skall av kalsium-, barium-, magnesiumsalter og lignende, inklusive skall av bariumsulfat, kalsiumsul-fat, og kalsiumkarbonat. Komposittene kan videre ha anvendbarhet i behandlingen av andre uorganiske skall, som f.eks. sinksulfid, jernsulfid, etc.
Egnede avleiringshemmere inkluderer sterkt sure materialer som en fosfonsyre, en fosforsyre eller en fosforsyrling, fosfatestere, fosfonat/fosfonsyrer, forskjellige aminopolykarboksylsyrer, chelaterende midler og polymere inhibitorer og salter derav. Inkludert er organofosfonater, organofosfater og fosfatestere så vel som de tilsvarende syrer og salter derav.
Fosfonat/fosfonsyre type avleiringshemmere er ofte foretrukket på bakgrunn av deres effektivitet til å kontrollere skall ved en forholdsvis lav konsentrasjon. Polymere avleiringshemmere, som f.eks. polyakrylamider, salter av akrylamidometyl-propansulfonat/akrylsyrekopolymer (AMPS/AA), fosfinert maleinsyrekopolymer (PHOS/AM) eller natriumsalt av polymaleinsyre/akrylsyre/akrylamidometylpropan-sulfonatterpolymerer (PMA/AMPS) er også effektive avleiringshemmere.
Videre er chelaterende midler, inklusive dietylentriaminpentametylenfosfon-syre og etylendiamintetraeddiksyre nyttige, spesielt for saltoppløsninger.
Som eksempler på avemulgeringsmidler som er nyttige inkluderer men er ikke begrenset til kondensasjonspolymerer av alkylenoksider og glykoler, som ety- lenoksid- og propylenoksidkondensasjonspolymerer av dipropylenglykol så vel som trimetylolpropan; og alkylsubstituerte fenolformaldehydharpikser, bis-fenyldiepoksider, og estere og diestere av slike difunksjonelle produkter. Særlig foretrukket er ikke-ioniske avemulgeringsmidler er oksyalkylerte fenolformaldehydharpikser, oksyalkylerte aminer og polyaminer, diepoksyderte oksyalkylerte polyetere, etc. Egnede olje i vann avemulgeringsmidler inkluderer kvaternært poly-trietanolaminmetylklorid, melaminsyrekolloid, aminometylert polyakrylamid, etc.
Parafininhibitorer som er nyttige for utøvelse av den foreliggende oppfinnelse inkluderer men er ikke begrenset til etylen/vinylacetatkopolymer, akrylater (som f.eks. polyakrylatestere og metakrylatestere avfettalkoholer), og ole-fin/maleinsyreestere.
Eksempelvise korrosjonsinhibitorer nyttige for utøvelsen av den foreliggende oppfinnelse inkluderer men er ikke begrenset til fettimidazoliner, alkylpyridiner, kvaternært alkylpyridin, kvaternært fettamin og fosfatsalteravfettimidizoliner.
Gasshydratbehandlingskjemikalier eller inhibitorer som er nyttige for utøvel-sen av den foreliggende oppfinnelse inkluderer men er ikke begrenset til polyme-rer og homopolymerer og kopolymerer av vinylpyrrolidon, vinylkaprolaktam.
Eksempelvise asfaltenbehandlingskjemikaler inkluderer men er ikke begrenset til fettesterhomopolymerer og kopolymerer (som f.eks. fettestere av akryl-og metakrylsyrepolymerer og kopolymerer) og sorbitanmonooleat.
Egnede skumdanningsmidler inkluderer men er ikke begrenset til oksyalkylerte sulfater eller etoksylerte alkoholsulfater, eller blandinger derav.
Eksempelvise overflateaktive midler inkluderer kationiske, amfotære, anioniske og ikke-ioniske overflateaktive midler. Inkludert som kationiske overflateaktive midler er dem som inneholder en kvaternær ammoniumgruppe (som f.eks. et lineært kvaternært amin, et benzylkvaternært amin eller et kvaternært ammoniumhalogenid), en kvaternær sulfoniumgruppe eller en kvaternær fosfoniumgruppe eller blandinger derav. Egnede overflateaktive midler inneholdende en kvaternær gruppe inkluderer kvaternært ammoniumhalogenid eller kvaternært amin, som f.eks. kvaternært ammoniumklorid eller et kvaternært ammoniumbromid. Inkludert som amfotære overflateaktive midler er glysinater, amfoacetater, propionater, be-tainer og blandinger derav. Det kationiske eller amfotære overflateaktive middel kan ha en hydrofob hale (som kan være mettet eller umettet) som f.eks. en C12-C18karbonkjedelengde. Videre kan den hydrofobe hale være oppnådd fra en naturlig olje fra planter som f.eks. en eller flere av kokosnøttolje, rapsfrøolje og palmeolje.
Foretrukne overflateaktive midler inkluderer N,N,N-trimetyl-1-oktadekammoniumklorid; N,N,N-trimetyl-1-heksadekammoniumklorid; og N,N,N-trimetyl-1-soyaammoniumklorid, og blandinger derav. Egnede anioniske overflateaktive midler er sulfonater (som natriumxylensulfonat og natriumnaftalensulfonat), fosfonater, etoksysulfater og blandinger derav.
Eksempelvise oksygenfjerningsmidler inkluderer triaziner, maleimider, for-maldehyder, aminer, karboksamider, alkylkarboksyl-azoforbindelser, cuminperok-sidforbindelser, morfolin- og aminoderivatene morfolin og piperazinderivatene, aminooksider, alkanolaminer, alifatiske og aromatiske polyaminer.
Kompositten krever ikke veldig store mengder av brønnbehandlingsmidler. Mengden av brønnbehandlingsmiddelet i kompositten er den mengde som er tilstrekkelig til å effektuere det ønskede resultat over en langvarig tidsperiode. Generelt er mengden av brønnbehandlingsmiddel i kompositten fra omtrent 0,05 til omtrent 5 (foretrukket fra omtrent 0,1 til omtrent 2) vekt% basert på den totale vekt av kompositt.
F.eks., hvor brønnbehandlingsmiddelet er en avleiringshemmer er den mengde av avleiringshemmeren som er til stede i kompositten den mengde som er nødvendig for å hindre eller i det minste vesentlig å redusere graden av skalldannelse. For de fleste anvendelser kan mengden av avleiringshemmer i brønn-behandlingskompositten være så lav som 1 ppm. Slike små mengder av avleiringshemmer kan være tilstrekkelig for opptil 1.000 porevolum og tilveiebringer typisk opp til 6 måneders kontinuerlig inhibisjon. Driftsomkostninger er derfor signi-fikant nedsatt.
Det vannuoppløselige adsorpsjonsmiddel kan være hvilket som helst av forskjellige typer av kommersielt tilgjengelige materialer med høyt overflateareal med affinitet til å adsorbere det ønskede brønnbehandlingsmiddel. Overflatearealet av adsorpsjonsmiddelet i brønnbehandlingskompositten er mellom omtrent 1 m<2>/g til omtrent 100 m<2>/g.
Egnede adsorpsjonsmidler inkluderer findelte mineraler, fibere, malte man-delskall, malte valnøttskall, og malte kokosnøttskall. Ytterligere egnede vannuopp-løselige adsorpsjonsmidler inkluderer aktivert karbon og/eller kull, silikapartikler, utfelt silika, silika (kvartssand), aluminiumoksid, silisiumoksid - aluminiumoksid
som f.eks. silikagel, glimmer, silikat, f.eks. ortosilikater eller metasilikater, kalsium-silikat, sand (f.eks. med partikkelstørrelse tilsvarende 20 til 40 US standard mesh), bauxitt, kaolin, talkum, zirkoniumoksid, bor og glass, inklusive glassmikrokuler eller glassperler, flyveaske, zeolitter, diatomerjord, malte valnøttskall, valkejord og organiske syntetiske vannuoppløselige adsorpsjonsmidler med høy molekylvekt. Særlig foretrukket er diatomerjord og malte valnøttskall.
Ytterligere nyttige som adsorpsjonsmidler er leirer som naturlige leirer, foretrukket leirer med en forholdsvis stor negativt ladet overflate, og en mye mindre overflate som er positivt ladet. Andre eksempler på materialer med høyt overflateareal inkluderer slike leirer som bentonitt, illitt, montmorillonitt og syntetiske leire-typer.
Vektforholdet mellom brønnbehandlingsmiddel og vannuoppløselig adsorpsjonsmiddel er fra omtrent 90:10 til omtrent 10:90.
Adsorpsjonen av flytende (eller oppløsningen av) brønnbehandlingsmidde-let på det faste adsorpsjonsmiddel begrenser tilgjengeligheten av det fri brønnbe-handlingsmiddel i vann. I tillegg har selve kompositten begrenset oppløselighet i vann. Når det anbringes i en produksjonsbrønn oppløses brønnbehandlingsmidde-let sakte med en generelt konstant takt i løpet av en langvarig tidsperiode i det vann som inneholdes i formasjonen. Den kontrollerte sakte frigivelse av middelet er avhengig av overflateladningene mellom brønnbehandlingsmiddelet og adsorpsjonsmiddelet og som i sin tur er avhengig av adsorpsjons/desorpsjons-egenskapene av brønnbehandlingsmiddelet overfor adsorpsjonsmiddelet.
Generelt er levetiden for en enkelt behandling ved anvendelse av kompositten mellom seks og tolv måneder avhengig av volumet av vann produsert i pro-duksjonslønnen og mengden av brønnbehandlingsmiddel bundet til det vannu-oppløselige adsorpsjonsmiddel.
Brønnbehandlingsblandingene som anvendes i fremgangsmåtene i sam-svar med oppfinnelsen inkluderer kompositten. Bærerfluidet kan være en saltopp-løsning, saltvann, ferskvann, et flytende hydrokarbon, eller en gass som f.eks. ni-trogen eller karbondioksid. Egnede blandinger inkluderer fraktureringsfluider, kompletteringsfluider, surgjøringsblandinger, etc. Mengden av kompositt til stede i brønnbehandlingsblandingen er typisk fra omtrent 15 ppm til omtrent 100.000 ppm avhengig av alvorligheten av skallavsetningen. Når bærerfluidet er saltoppløsning er vekt% andelen av kompositten i blandingen generelt fra omtrent 0,02 til omtrent 2 vekt%.
Blandingen kan ytterligere inneholde fra 0 til omtrent 10 vekt% av et uorganiske salt. Egnede uorganiske salter inkluderer, KCI, NaCI og NhUCI.
Brønnbehandlingsblandingen kan anvendes for å kontrollere og/eller hindre den uønskede dannelse av skall, salter, parafiner, gasshydrater, asfaltener så vel som korrosjoner i formasjoner eller på overflateutstyr. Videre inkluderer andre egnede behandlingsmidler skumdanningsmidler, oksygenfjerningsmidler, biocider, emulgeringsmidler (både for vann i oljeemulsjoner og olje i vannemulsjoner) og overflateaktive midler så vel som andre midler som kan anvendes ammen med adsorpsjonsmiddelet når det er ønskelig med å forsinke den sakte frigivelse av disse midler inn i produksjonslønnen.
Brønnbehandlingsblandingen kan anvendes i stimulasjonsbehandlinger som en komponent av et fraktureringsfluid eller et surgjøringsfluid, som f.eks. et matrikssurgjørende fluid. Kompositten har spesiell anvendbarhet i kompletteringsfluider inneholdende sinkbromid, kalsiumbromid, kalsiumklorid og natriumbromid saltoppløsninger. Slike fluider kan innføres ned gjennom ringrommet i brønnen og kan om ønskelig omspyles med produsert vann.
I en særlig foretrukket utførelsesform anvendes komposittene i fluider anvendt for behandling av gassbrønner eller oljebrønner hvori det er ønskelig å inhibere dannelsen av skall, kontrollere dannelsen av skall eller forsinke frigivelsen av avleiringshemmere inn i brønnen. F.eks. kan kompositten anvendes innenfor kompletterings-eller produksjonsettersynsarbeider. Kompositten kan anvendes i brønnen for fjerne skall fra eller kontrollere dannelsen av skall på overflaterørutstyr i borehullet.
De følgende eksempler vil illustrere utøvelsen av den foreliggende oppfinnelse i en foretrukket utførelsesform. Andre utførelsesformer innenfor rammen av de etterfølgende patentkrav vil være nærliggende for en fagkyndig ut fra forståel-sen av beskrivelsen og utøvelse av oppfinnelsen som vist heri. Det er ment at beskrivelsen, sammen med eksemplene, skal anses bare som eksempelvise, idet rammen for oppfinnelsen er angitt i de senere anførte patentkrav.
Eksempler
Fremstilling av avleiringshemmerkompositt
Omtrent 800 g 10/50 US standard mesh diatomerjord ("Celite" MP-79) ab-sorpsjonsmiddel ble tilført i en blandebolle. Et skovlblanderblad ble påmontert og flytende organofosfat (Solutia "Dequest" 2000) ble tilsatt til blandebollen i en takt hvori væsken ble lett absorbert og at væsken ikke oversvømte blandingen. Etter at all væske var tilsatt ble blanding fortsatt inntil det ble produsert en homogen blanding. Blandingen ble så tørket ved 107 °C inntil prosentvis fuktighetsinnhold i det resulterende produkt var mindre enn 3 %. Den således fremstilte kompositt inneholdt 25 vekt% organofosfat avleiringshemmer.
Evaluering av avleiringshemmerkompositt
12,7 mm PVC rør, med lengde 76 cm ble utstyrt med kuplinger for å feste rør til hver ende slik at vann eller andre fluider kunne injiseres ved en ende og inji-serte fluider slippe ut ved den andre ende. Kolonnen var fylt med 225 g Ottawa White sand med partikkelstørrelse tilsvarende 20/40 US standard mesh inneholdende 3,54 g av kompositten. Sanden og kompositten ble blandet intimt slik at komposittproduktet ble dispergert jevnt i hele sandkolonnen. Mengden av vann-ledningsvann (holdt ved 23 °C) nødvendig for å fylle hulrommene i sandkolonnen var 53 ml. Porevolumet av testkolonnen var således 53 ml. En peristaltisk pumpe ble anvendt for å pumpe vann inn i bunnen av kolonnen i en takt på 10 ml/min. Effluenten fra toppen av kolonnen ble samlet periodisk og analysert på nærvær av fosforioner ved hjelp av ionekromatografi. Fosforinnholdene ble så avsatt mot porevolum som vist i fig. 1. Som illustrert var fosfornivået i de første få porevolum i området 5 ppm men falt hurtig til 1 ppm og forble ved omtrent 1 ppm i en utstrakt tidsperiode. 1 ppm nivået var tilstrekkelig til å hindre dannelsen avskall og indike-rer evnen av avleiringshemmer kompositten for å gi langvarig beskyttelse.

Claims (17)

1. Fremgangsmåte for stimulering av en underjordisk formasjon,karakterisert vedat den omfatter å pumpe inn i formasjonen, i et enkelt behandlingstrinn, et frakturerings- eller sur-gjøringsfluid som omfatter en kompositt av et brønnbehandlingsmiddel absorbert på et vann-uoppløselig adsorpsjonsmiddel, hvori brønnbehandlingsmiddelet oppløses ved en generelt konstant takt i løpet av en utstrakt tidsperiode i det vann som inneholdes i formasjonen, hvori overflatearealet av adsorpsjonsmiddelet er fra omtrent 1 m2/g til omtrent 100 m<2>/g, vektforholdet mellom brønnbehandlingsmiddelet og adsorpsjons-middel i kompositten er fra omtrent 9:1 til omtrent 1:9, og levetiden for kompositten innført i det enkle behandlingstrinnet er minst seks måneder.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori brønnbehandlingsmiddelet er minst ett element valgt fra gruppen bestående av avleiringshemmere, korrosjonsinhibitorer, parafininhibitorer, saltinhibitorer, gasshydratinhibitorer, asfalteninhibitorer, oksygenfjerningsmidler, biocider, skumdanningsmiddel, emulsjonsbrytende midler og overflateaktive midler.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, hvori brønnbehandlingsmiddelet er en avleiringshemmer valgt fra gruppen bestående av fosfat, fosfatester, fosforsyre, fosfonat, fosfonsyre, et polyakrylamid, et salt av aky-lamidometylpropansulfonat/akrylsyrekopolymer (AMPS/AA), fosfinert maleinsyrekopolymer (PHOS/MA), et salt av polymaleinsyre/akrylsyre/akrylamidometyl-propansulfonatterpolymer (PMA/AA/AMPS) eller en blanding derav.
4. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 1 til 3, hvori mengden av brønnbehandlingsmiddel i kompositten er fra omtrent 0,05 til omtrent 5 vekt%.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvori mengden av brønnbehandlingsmid-del i kompositten er fra omtrent 0,1 til omtrent 2 vekt%.
6. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori det vannuoppløselige adsorpsjonsmiddel er valgt fra gruppen bestående av aktivert karbon, partikkelformet silika, utfelt silika, zeolitt, diatomerjord, malte valnøtts- kall, valkejord og organiske syntetiske vannuoppløselige adsorpsjonsmidler med høy molekylvekt.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvori det vannuoppløselige adsorpsjons-middel er diatomerjord.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvori det vannuoppløselige adsorpsjons-middel er malte valnøttskall.
9. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori mengden av kompositt i frakturerings- eller surgjøringsfluidet er fra omtrent 15 ppm til omtrent 100.000 ppm (deler per million).
10. Fremgangsmåte for å kontrollere frigivelsestakten av et brønnbehand-lingsmiddel i et brønnhull,karakterisert vedat den omfatter å innføre i brønnhullet en brønnbehandlingssammensetning som omfatter en kompositt av et brønnbehandlingsmiddel absorbert på et vannuoppløselig adsorpsjonsmiddel som har et overflateareal fra omtrent 1 m<2>/g til omtrent 100 m<2>/g, hvori vektforholdet mellom brønnbehandlingsmiddelet og adsorpsjonsmiddel i kompositten er fra omtrent 9:1 til omtrent 1:9, og videre hvori kompositten har en levetid fra en enkelt behandling på minst seks måneder.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvori brønnbehandlingssammenset-ningen ytterligere omfatter et bærerfluid.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvori det vannuoppløselige adsorpsjonsmiddel er valgt fra gruppen bestående av aktivert karbon, partikkelformet silika, utfelt silika, zeolitt, diatomerjord, malte valnøttskall, valkejord og organiske syntetiske vannuoppløselige adsorpsjonsmidler med høy molekylvekt.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvori brønnbehandlingsmiddelet er minst ett element valgt fra gruppen bestående av avleiringshemmere, korrosjonsinhibitorer, parafininhibitorer, saltinhibitorer, gasshydratinhibitorer, asfalteninhibitorer, oksygenfjerningsmidler, biocider, skumdanningsmiddel, emulsjonsbrytende midler og overflateaktive midler.
14. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 10 til 13, hvori mengden av brønnbehandlingsmiddel i kompositten er fra omtrent 0,05 til omtrent 5 vekt%.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvori mengden av brønnbehandlings-middel i kompositten er fra omtrent 0,1 til omtrent 2 vekt%.
16. Fremgangsmåte for å inhibere eller kontrollere frigivelsestakten av et brønnbehandlingsmiddel i en underjordisk formasjon eller i et brønnhullkarakterisert vedat den omfatter å innføre i formasjonen eller brønnhullet en kompositt av et brønnbe-handlingsmiddel absorbert på et vannuoppløselig adsorpsjonsmiddel, hvori adsorpsjonsmiddelet har et overflateareal fra omtrent 1 m<2>/g til omtrent 100 m<2>/g, og videre hvori vektforholdet mellom brønnbehandlingsmiddel og adsorpsjonsmiddel i kompositten er fra omtrent 9:1 til omtrent 1:9, idet kompositten har en levetid fra en enkelt behandling på minst seks måneder.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 16, hvori brønnbehandlingsmiddelet er minst ett element valgt fra gruppen bestående av avleiringshemmere, korrosjonsinhibitorer, parafininhibitorer, saltinhibitorer, gasshydratinhibitorer, asfalteninhibitorer, oksygenfjerningsmidler, biocider, skumdanningsmiddel, emulsjonsbrytende midler og overflateaktive midler.
NO20055969A 2004-12-15 2005-12-15 Fremgangsmåter for stimulering av en underjordisk formasjon og for å inhibere eller kontrollere frigivelsestakten av et brønnbehandlingsmiddel i en underjordisk formasjon eller i et brønnhull NO340542B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/012,887 US7491682B2 (en) 2004-12-15 2004-12-15 Method of inhibiting or controlling formation of inorganic scales

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20055969L NO20055969L (no) 2006-06-16
NO340542B1 true NO340542B1 (no) 2017-05-08

Family

ID=35736177

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20055969A NO340542B1 (no) 2004-12-15 2005-12-15 Fremgangsmåter for stimulering av en underjordisk formasjon og for å inhibere eller kontrollere frigivelsestakten av et brønnbehandlingsmiddel i en underjordisk formasjon eller i et brønnhull

Country Status (4)

Country Link
US (2) US7491682B2 (no)
CA (1) CA2530239C (no)
GB (1) GB2421260B (no)
NO (1) NO340542B1 (no)

Families Citing this family (126)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB0524520D0 (en) * 2005-12-01 2006-01-11 Premier Chance Ltd Product
US7598209B2 (en) * 2006-01-26 2009-10-06 Bj Services Company Porous composites containing hydrocarbon-soluble well treatment agents and methods for using the same
CA2611803C (en) * 2006-11-22 2013-03-19 Bj Services Company Well treatment fluid containing viscoelastic surfactant and viscosification activator
US7475730B2 (en) * 2007-03-06 2009-01-13 Bj Services Company Method of treating well with foamed composition
US7918281B2 (en) * 2007-03-06 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Method of treating flow conduits and vessels with foamed composition
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US8490698B2 (en) 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content methods and slurries
US8936082B2 (en) 2007-07-25 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry systems and methods
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US8490699B2 (en) 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
US10011763B2 (en) 2007-07-25 2018-07-03 Schlumberger Technology Corporation Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US20090038799A1 (en) * 2007-07-27 2009-02-12 Garcia-Lopez De Victoria Marieliz System, Method, and Apparatus for Combined Fracturing Treatment and Scale Inhibition
US8276664B2 (en) * 2007-08-13 2012-10-02 Baker Hughes Incorporated Well treatment operations using spherical cellulosic particulates
US7781381B2 (en) * 2007-09-18 2010-08-24 Bj Services Company Llc Method for controlling inorganic fluoride scales
US7950455B2 (en) * 2008-01-14 2011-05-31 Baker Hughes Incorporated Non-spherical well treating particulates and methods of using the same
US7977283B2 (en) * 2008-06-27 2011-07-12 Baker Hughes Incorporated Method of minimizing or reducing salt deposits by use of a fluid containing a fructan and derivatives thereof
US8980101B2 (en) * 2008-09-04 2015-03-17 Nalco Company Method for inhibiting scale formation and deposition in membrane systems via the use of an AA-AMPS copolymer
US8336624B2 (en) * 2008-10-30 2012-12-25 Baker Hughes Incorporated Squeeze process for reactivation of well treatment fluids containing a water-insoluble adsorbent
US7686081B1 (en) 2008-10-30 2010-03-30 Bj Services Company Squeeze process for reactivation of well treatment fluids containing diatomaceous earth
US20100137170A1 (en) * 2008-12-03 2010-06-03 Jacam Chemicals, Llc Dual use well treatment composition
US7833947B1 (en) 2009-06-25 2010-11-16 Schlumberger Technology Corporation Method for treatment of a well using high solid content fluid delivery
EP2267098A1 (en) * 2009-06-26 2010-12-29 M-i Swaco Norge As Scavenger compositons and their use
CN101993685A (zh) * 2009-08-12 2011-03-30 中国石油天然气股份有限公司 一种复合防垢剂
US9587166B2 (en) * 2009-08-20 2017-03-07 Statoil Petroleum As Well treatment
US8138129B2 (en) 2009-10-29 2012-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Scale inhibiting particulates and methods of using scale inhibiting particulates
US8662172B2 (en) 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
CN102241441B (zh) * 2010-05-14 2015-12-02 纳尔科公司 包含aa-amps共聚物和pma的组合物及其用途
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US8505628B2 (en) 2010-06-30 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries, systems and methods
CA2804913A1 (en) * 2010-06-30 2012-01-26 Schlumberger Canada Limited Bacterial control of water based fluids during subsurface injection and subsequent residence time in the subterranean formation
US9976070B2 (en) 2010-07-19 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations
US9029300B2 (en) 2011-04-26 2015-05-12 Baker Hughes Incorporated Composites for controlled release of well treatment agents
US10822536B2 (en) 2010-07-19 2020-11-03 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well
US9010430B2 (en) 2010-07-19 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Method of using shaped compressed pellets in treating a well
US8936728B2 (en) * 2010-08-31 2015-01-20 Debra A. Riggs Chemicals for oil spill cleanup
US8607870B2 (en) 2010-11-19 2013-12-17 Schlumberger Technology Corporation Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well
US20120217012A1 (en) * 2011-02-24 2012-08-30 John Gregory Darby Method of introducing treatment agents into a well or flow conduit
US8664168B2 (en) 2011-03-30 2014-03-04 Baker Hughes Incorporated Method of using composites in the treatment of wells
US8236734B1 (en) 2011-05-26 2012-08-07 Baker Hughes Incorporated Method for preventing scale formation in the presence of dissolved iron
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
US9102860B2 (en) 2011-06-16 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Method of inhibiting or controlling release of well treatment agent
US20130029883A1 (en) * 2011-07-29 2013-01-31 Cesi Chemical, Inc. Gas generating system for stimulation and deliquification
US9328590B2 (en) 2011-10-27 2016-05-03 Baker Hughes Incorporated Well treatment operations using a treatment agent coated with alternating layers of polyionic material
US9624377B2 (en) 2011-10-27 2017-04-18 Baker Hughes Incorporated Methods of using sand composites to control dust
US9637671B2 (en) 2011-10-27 2017-05-02 Baker Hughes Incorporated Method of suppressing the generation of dust from sand
US9644140B2 (en) 2011-10-27 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of reducing dust with particulates coated with a polycationic polymer
US9168565B2 (en) 2011-10-27 2015-10-27 Baker Hughes Incorporated Method of reducing dust with self-assembly composites
US8899332B2 (en) 2011-11-22 2014-12-02 Baker Hughes Incorporated Method for building and forming a plug in a horizontal wellbore
CA2852295C (en) 2011-11-22 2017-03-21 Baker Hughes Incorporated Method of using controlled release tracers
US9637675B2 (en) 2011-11-22 2017-05-02 Baker Hughes Incorporated Use of composites having deformable core and viscosifying agent coated thereon in well treatment operations
US9580642B2 (en) 2011-11-22 2017-02-28 Baker Hughes Incorporated Method for improving isolation of flow to completed perforated intervals
RU2639232C2 (ru) * 2011-12-21 2017-12-20 Акцо Нобель Кемикалз Интернэшнл Б.В. Частицы, содержащие одно или несколько сшитых активных веществ с регулируемым высвобождением
US9097093B1 (en) 2012-01-06 2015-08-04 Cavin B. Frost Downhole chemical treatment assembly for use in a downhole wellbore
US9097094B1 (en) 2012-01-06 2015-08-04 Cavin B. Frost Method for chemically treating hydrocarbon fluid in a downhole wellbore
US8950491B2 (en) 2012-01-06 2015-02-10 Odessa Separator, Inc. Downhole assembly for treating wellbore components, and method for treating a wellbore
US9863228B2 (en) 2012-03-08 2018-01-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9803457B2 (en) 2012-03-08 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9145508B2 (en) 2012-05-18 2015-09-29 Ian D. Smith Composition for removing scale deposits
GB201210034D0 (en) 2012-06-07 2012-07-18 Univ Leeds A method of inhibiting scale in a geological formation
US20140116708A1 (en) * 2012-11-01 2014-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Synergistic corrosion inhibitor intensifiers for acidizing emulsions
US9528354B2 (en) 2012-11-14 2016-12-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool positioning system and method
US9644134B2 (en) * 2013-03-13 2017-05-09 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for improving the sweep efficiency of gas injection
EP2971497A4 (en) 2013-03-15 2017-03-29 Carbo Ceramics Inc. Composition and method for hydraulic fracturing and evaluation and diagnostics of hydraulic fractures using infused porous ceramic proppant
US9388335B2 (en) 2013-07-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Pickering emulsion treatment fluid
CN104342096B (zh) * 2013-08-02 2017-08-04 中国石油天然气股份有限公司 一种缓慢释放型起泡剂
US10392553B2 (en) 2013-08-30 2019-08-27 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method for enhancing productivity of hydrocarbon formations using fluid containing organometallic crosslinking agent and scale inhibitor
WO2015034488A1 (en) * 2013-09-04 2015-03-12 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrolyzable compounds for treatment of a subterranean formation and methods of using the same
US10253244B2 (en) * 2013-09-04 2019-04-09 Halliburton Energy Services, Inc. Scale-inhibiting cocrystals for treatment of a subterranean formation
US10822917B2 (en) 2013-09-17 2020-11-03 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of cementing a well using delayed hydratable polymeric viscosifying agents
US10844270B2 (en) 2013-09-17 2020-11-24 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of enhancing stability of cement slurries in well cementing operations
NO340820B1 (no) * 2013-09-17 2017-06-26 Jupa As Syreblokk og framgangsmåte for lokal syrebehandling av undersjøisk tilkoplingselement
PL3060747T3 (pl) 2013-10-25 2021-10-25 Flex-Chem Holding Company, Llc Sposób remediacji utworzonych pod ziemią kompleksów metal-polimer z użyciem środka kompleksującego metal
US9594070B2 (en) 2013-11-05 2017-03-14 Spectrum Tracer Services, Llc Method using halogenated benzoic acid esters and aldehydes for hydraulic fracturing and for tracing petroleum production
US20160137909A1 (en) * 2014-03-24 2016-05-19 Energy & Environmental Services, Inc. System To Efficiently Deliver High Pour Point Chemicals To Oil Well Formations
WO2015160666A1 (en) * 2014-04-14 2015-10-22 Flex-Chem Holding Company, Llc Stimulation of wells in nano-darcy shale formations
US10287865B2 (en) * 2014-05-19 2019-05-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Use of an acid soluble or degradable solid particulate and an acid liberating or acid generating composite in the stimulation of a subterranean formation
US9322269B2 (en) 2014-06-27 2016-04-26 Baker Hughes Incorporated Use of long chain alcohols, ketones and organic acids as tracers
US9297252B2 (en) 2014-06-27 2016-03-29 Baker Hughes Incorporated Use of long chain amines and difunctional compounds as tracers
US9303497B2 (en) 2014-06-27 2016-04-05 Baker Hughes Incorporated Use of long chain alcohols, ketones and organic acids as tracers
EP3186331B1 (en) * 2014-07-23 2022-05-04 Baker Hughes Holdings LLC Composite comprising well treatment agent and/or a tracer adhered onto a calcined substrate of a metal oxide coated core and a method of using the same
US9656237B2 (en) 2014-07-31 2017-05-23 Baker Hughes Incorporated Method of scavenging hydrogen sulfide and mercaptans using well treatment composites
PL3189116T3 (pl) 2014-09-04 2024-02-19 Flex-Chem Holding Company, Llc Szczelinowanie slick-water z użyciem uwalnianego w czasie środka kompleksującego metal
US10035950B2 (en) 2014-12-29 2018-07-31 Carbo Ceramics, Inc. Compositions and methods for improving proppant conductivity
BR112017022307B1 (pt) * 2015-04-20 2022-10-18 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Pélete comprimido moldado de um aglutinante e um composto de tratamento de poço e método para inibir ou controlar a taxa de liberação de um agente de tratamento de poço em um poço
US10738231B2 (en) * 2015-04-22 2020-08-11 Halliburton Energy Services, Inc. Syneresis reducing compositions for conformance applications using metal cross-linked gels
US10280737B2 (en) 2015-06-15 2019-05-07 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of using carbon quantum dots to enhance productivity of fluids from wells
WO2017015372A1 (en) * 2015-07-23 2017-01-26 Deepak Patil Controlled release of well treatment agents into oil wells
WO2017078703A1 (en) 2015-11-04 2017-05-11 Halliburton Energy Services, Inc. Encapsulated scale inhibitor for downhole applications in subterranean formations
US10280714B2 (en) 2015-11-19 2019-05-07 Ecolab Usa Inc. Solid chemicals injection system for oil field applications
US10081758B2 (en) 2015-12-04 2018-09-25 Ecolab Usa Inc. Controlled release solid scale inhibitors
US10017684B2 (en) 2016-04-20 2018-07-10 Spectrum Tracer Services, Llc Method and compositions for hydraulic fracturing and for tracing formation water
WO2017200864A1 (en) * 2016-05-16 2017-11-23 Ecolab USA, Inc. Slow-release scale inhibiting compositions
US10641083B2 (en) 2016-06-02 2020-05-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents
WO2017208096A1 (en) 2016-06-03 2017-12-07 Tomson Technologies Nanoparticle carrier platform and methods for controlled release of subterranean well treatment additives
US10413966B2 (en) 2016-06-20 2019-09-17 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Nanoparticles having magnetic core encapsulated by carbon shell and composites of the same
US11142680B2 (en) 2016-12-23 2021-10-12 Championx Usa Inc. Controlled release solid scale inhibitors
US10301553B2 (en) 2017-02-28 2019-05-28 Ecolab Usa Inc. Use of sulfonium salts as hydrogen sulfide inhibitors
US20200017750A1 (en) 2017-03-30 2020-01-16 Clariant International Ltd. Fluids For Fracking Of Paraffinic Oil Bearing Formations
US10816142B2 (en) * 2017-03-30 2020-10-27 Linde Aktiengesellschaft Methods for protecting pipelines
WO2018208587A1 (en) 2017-05-11 2018-11-15 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using crosslinked well treatment agents for slow release into well
US11447410B2 (en) * 2017-05-15 2022-09-20 Ecolab Usa Inc. Iron sulfide scale control agent for geothermal wells
CA3064009A1 (en) 2017-05-23 2018-11-29 Ecolab Usa Inc. Dilution skid and injection system for solid/high viscosity liquid chemicals
CA3064010A1 (en) 2017-05-23 2018-11-29 Ecolab Usa Inc. Injection system for controlled delivery of solid oil field chemicals
WO2019013799A1 (en) 2017-07-13 2019-01-17 Baker Hughes, A Ge Company, Llc SYSTEM FOR DELIVERING OLEO-SOLUBLE WELL PROCESSING AGENTS AND METHODS OF USE THEREOF
WO2019089043A1 (en) 2017-11-03 2019-05-09 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents
US11130691B2 (en) 2017-12-22 2021-09-28 Cabot Corporation Anti-scaling composition for water systems
CN108180001B (zh) * 2018-01-19 2020-06-30 吉林大学 泡沫注浆法改造海洋泥质粉砂型天然气水合物储层的方法
FR3083238A1 (fr) 2018-07-02 2020-01-03 Rhodia Operations Relargage progressif de chaines polymeres en milieu liquide
EP3830213A1 (en) 2018-07-30 2021-06-09 Baker Hughes Holdings Llc Delayed release well treatment compositions and methods of using same
US11261705B2 (en) 2018-08-13 2022-03-01 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for treating fluids in oilfield facilities
US10900128B2 (en) 2018-08-29 2021-01-26 Championx Usa Inc. Use of sulfonium salts as corrosion inhibitors
CN109516816A (zh) * 2018-12-21 2019-03-26 杭州钰山津环保科技有限公司 一种贝壳活性炭去水垢的陶瓷材料及其制备方法
US11028309B2 (en) 2019-02-08 2021-06-08 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Method of using resin coated sized particulates as spacer fluid
US11414592B2 (en) 2019-05-03 2022-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for reducing corrosivity of aqueous fluids
CN110007065A (zh) * 2019-05-05 2019-07-12 西南石油大学 一种井筒堵塞物***检测分析方法
EP4041843A1 (en) 2019-10-10 2022-08-17 Flex-Chem Holding Company, LLC Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using peracetic acid
US10961444B1 (en) 2019-11-01 2021-03-30 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation
CA3169215A1 (en) 2020-02-07 2021-08-12 Flex-Chem Holding Company, Llc Iron control as part of a well treatment using time-released agents
AU2021216477A1 (en) 2020-02-07 2022-08-18 Flex-Chem Holding Company, Llc Iron control as part of a well treatment using time-released agents
CN111520107B (zh) * 2020-04-24 2022-08-19 核工业北京化工冶金研究院 一种地浸采铀生产井洗井工艺
EP4326830A1 (en) * 2021-04-19 2024-02-28 ChampionX USA Inc. Silica substrates for slow release asphaltene control chemical squeeze treatments
US20230366296A1 (en) 2022-05-12 2023-11-16 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Methods for Transporting Scale Removal Agents into a Well
CN114890557B (zh) * 2022-06-06 2023-08-22 长安大学 一种缓释型固体阻垢剂及应用
US20240002718A1 (en) * 2022-06-29 2024-01-04 Championx Usa Inc. Treatment chemical cartridges and methods of using the same
CN116463011A (zh) * 2023-04-21 2023-07-21 南昌清育研科技产业有限公司 一种detpmp/改性多孔炭缓释防垢涂料
CN117757453B (zh) * 2024-02-22 2024-04-30 大庆市唯品科技开发有限公司 一种中性复合解堵剂及其制备方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3850248A (en) * 1973-11-19 1974-11-26 Halliburton Co Method of using a spacer fluid for spacing drilling muds and cement
US4108779A (en) * 1973-05-01 1978-08-22 Halliburton Company Oil well fluids and dispersants
WO1999054592A1 (en) * 1998-04-22 1999-10-28 Aea Technology Plc Well treatment for water restriction
US6380136B1 (en) * 1996-05-31 2002-04-30 Bp Exploration Operating Company Coated products and use thereof in oil fields
US20030032562A1 (en) * 2001-08-07 2003-02-13 Crossman Martin C. Compositions for controlled release

Family Cites Families (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1570537A (en) * 1924-03-27 1926-01-19 Celite Company Absorbent material and process of making same
US3179170A (en) * 1960-05-11 1965-04-20 Dow Chemical Co Method of treating wells
US4552591A (en) * 1984-05-15 1985-11-12 Petrolite Corporation Oil field biocide composition
US4738897A (en) * 1985-02-27 1988-04-19 Exxon Chemical Patents Inc. Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid
US4670166A (en) 1985-02-27 1987-06-02 Exxon Chemical Patents Inc. Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid
US4986353A (en) * 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Placement process for oil field chemicals
US5102558A (en) 1989-12-14 1992-04-07 Exxon Research And Engineering Company Encapsulated breaker chemical
US5224543A (en) * 1991-08-30 1993-07-06 Union Oil Company Of California Use of scale inhibitors in hydraulic fracture fluids to prevent scale build-up
US5922652A (en) * 1992-05-05 1999-07-13 Procter & Gamble Microencapsulated oil field chemicals
DE69426970T2 (de) * 1993-11-27 2001-09-13 Aea Technology Plc Didcot Verfahren zur Behandlung einer Ölquelle
GB9503949D0 (en) 1995-02-28 1995-04-19 Atomic Energy Authority Uk Oil well treatment
US6209643B1 (en) * 1995-03-29 2001-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals
US5741758A (en) * 1995-10-13 1998-04-21 Bj Services Company, U.S.A. Method for controlling gas hydrates in fluid mixtures
US5758725A (en) * 1996-05-06 1998-06-02 Streetman; Foy Method and device for enhancing oil and gas flow in a well
GB9800942D0 (en) 1998-01-17 1998-03-11 Aea Technology Plc Well treatment
US6025302A (en) * 1998-05-18 2000-02-15 Bj Services Company Quaternized polyether amines as gas hydrate inhibitors
GB9818778D0 (en) 1998-08-28 1998-10-21 Crosfield Joseph & Sons Particulate carrier for biocide formulations
US6209646B1 (en) * 1999-04-21 2001-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Controlling the release of chemical additives in well treating fluids
US6279656B1 (en) * 1999-11-03 2001-08-28 Santrol, Inc. Downhole chemical delivery system for oil and gas wells
US6444316B1 (en) * 2000-05-05 2002-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Encapsulated chemicals for use in controlled time release applications and methods
US6866797B1 (en) 2000-08-03 2005-03-15 Bj Services Company Corrosion inhibitors and methods of use
US6439310B1 (en) * 2000-09-15 2002-08-27 Scott, Iii George L. Real-time reservoir fracturing process
GB0028264D0 (en) * 2000-11-20 2001-01-03 Norske Stats Oljeselskap Well treatment
US7140438B2 (en) * 2003-08-14 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications
US6886797B2 (en) * 2001-11-01 2005-05-03 Lear Corporation Seat track assembly
US20050028976A1 (en) 2003-08-05 2005-02-10 Nguyen Philip D. Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates
US20060065396A1 (en) * 2004-08-13 2006-03-30 Dawson Jeffrey C Compositions containing water control treatments and formation damage control additives, and methods for their use

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4108779A (en) * 1973-05-01 1978-08-22 Halliburton Company Oil well fluids and dispersants
US3850248A (en) * 1973-11-19 1974-11-26 Halliburton Co Method of using a spacer fluid for spacing drilling muds and cement
US6380136B1 (en) * 1996-05-31 2002-04-30 Bp Exploration Operating Company Coated products and use thereof in oil fields
WO1999054592A1 (en) * 1998-04-22 1999-10-28 Aea Technology Plc Well treatment for water restriction
US20030032562A1 (en) * 2001-08-07 2003-02-13 Crossman Martin C. Compositions for controlled release

Also Published As

Publication number Publication date
NO20055969L (no) 2006-06-16
GB0525530D0 (en) 2006-01-25
US7491682B2 (en) 2009-02-17
CA2530239C (en) 2010-08-17
US20060124301A1 (en) 2006-06-15
US20060124302A1 (en) 2006-06-15
GB2421260A8 (en) 2006-07-17
CA2530239A1 (en) 2006-06-15
GB2421260B (en) 2009-07-22
GB2421260A (en) 2006-06-21
US7493955B2 (en) 2009-02-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO340542B1 (no) Fremgangsmåter for stimulering av en underjordisk formasjon og for å inhibere eller kontrollere frigivelsestakten av et brønnbehandlingsmiddel i en underjordisk formasjon eller i et brønnhull
RU2555970C2 (ru) Составы для обработки скважин с замедленным высвобождением для использования в жидкостях для обработки скважин
US9010430B2 (en) Method of using shaped compressed pellets in treating a well
RU2600116C2 (ru) Композиты с регулируемым высвобождением реагентов для обработки скважин
US9976070B2 (en) Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations
AU2014251001B2 (en) Choline-based crosslinker compositions for fracturing fluids
US9771785B2 (en) Methods for enhancing and maintaining fracture conductivity after fracturing shale formations without proppant placement
CA2950359C (en) Injecting polyelectrolyte based sacrificial agents for use in unconventional formations
US20140190692A1 (en) Production-treating chemicals added to polymer slurries used in treatment of oil and gas wells
US10822536B2 (en) Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well
US9328282B2 (en) Recyclable cleanout fluids
RU2690979C2 (ru) Сформованные прессованные гранулы для медленного выпуска в скважину скважинных обрабатывающих агентов и способы их применения
US10421893B2 (en) Encapsulated scale inhibitor for downhole applications in subterranean formations
GB2448442A (en) Treatment agent adsorbed on a water-insoluble adsorbent
US20220106864A1 (en) Composition and method for non-mechanical intervention and remediation of wellbore damage and reservoir fractures
Mimouni Impact of salt-tolerant friction reducers on shale stability and fracture conductivity
MX2011001853A (es) Fluido de fracturacion de pozos de petroleo nh-np.

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: BAKER HUGHES INCORPORATED, US

MM1K Lapsed by not paying the annual fees