NO341157B1 - Blanding for behandling av brønner samt fremgangsmåte ved behandling av en brønn med samme - Google Patents

Description

Oppfinnelsens område

Foreliggende oppfinnelse angår generelt brønnsementering og mer spesifikt blandinger omfattende en sorel type sement, et overflateaktivt middel og et oljeholdig fluid, samt fremgangsmåte for å behandle en brønn ved bruk av samme.

Bakgrunn

Naturressurser som gass, olje og vann som befinner seg i en underjordisk formasjon eller sone, blir vanligvis utvunnet ved å bore en brønn ned til den underjordiske formasjon mens man sirkulerer et brønnfluid gjennom brønnen. Etter å ha terminert sirkulasjonen av borevæske, blir en rørstreng, for eksempel et foringsrør, ført inn i brønnen. Borevæsken blir så sirkulert ned gjennom rørets indre og opp gjennom ringrommet som er lokalisert mellom rørets utside og veggene av brønnen. Deretter blir primær sementering utført, hvor en sementoppslemming blir plassert i ringrommet og gitt anledning til å stivne til en hard masse (kappe) for derved å feste rørstrengen til veggene av brønnen og tette ringrommet. Hovedformålet med primære sementeringsoperasjoner inkluderer soneisolasjon for å hindre fluider fra å migrere i ringrommet, gi støtte til foringsrøret eller forlengningsrøret og beskytte foringsrøret mot korrosive formasjonsfluider. Etterfølgende sekundære sementeringsoperasjoner kan også bli utført. Sekundære eller utbedrende sementeringsoperasjoner blir utført for å reparere primær sementering eller for å behandle forhold som oppstår etter at brønnen er konstruert.

Olje eller gass som befinner seg i underjordiske formasjoner kan bli utvunnet ved å drive fluid inn i brønnen ved hjelp av for eksempel en trykkgradient som eksisterer mellom formasjonen og brønnen, gravitasjonskraft, fortrengning av fluid ved bruk av en pumpe eller kraften fra et annet fluid som injiseres i brønnen eller en inntilliggende brønn. Produksjonen av fluid i formasjonen kan bli økt ved hydraulisk å frakturere formasjonen. Det vil si at et viskøst fraktureringsfluid kan bli pumpet ned i foringsrøret med en rate og et trykk tilstrekkelig til å danne sprekker som strekker seg inn i formasjonen og gir ytterligere strømningsbaner gjennom hvilke olje eller gass kan strømme til brønnen. Dessverre kan vann i stedet for olje eller gass bli produsert fra formasjonen gjennom sprekkene i denne. For å sørge for produksjon av mer olje eller gass kan en fraktureringsvæske igjen bli pumpet inn i formasjonen for å danne ytterligere sprekker i denne. Imidlertid må de tidligere benyttede sprekker først bli tettet for å hindre tap av fraktureringsvæske inn i formasjonen gjennom disse sprekker.

I tillegg til fraktureringsvæske kan andre fluider som benyttes ved behandling av brønner bli tapt inn i den underjordiske formasjon mens fluidene sirkuleres i brønnen. Spesielt kan fluidene trenge inn i den underjordiske formasjon gjennom skadde soner, soner med relativt lavt trykk, soner med tapt sirkulasjon som har naturlig forekommende sprekker, svake soner som har sprekkgradienter som er overskredet av det hydrostatiske trykk fra borevæske og så videre. Som et resultat er vedlikeholdet som tilveiebringes av slike fluider vanskelig å oppnå. For eksempel kan en borevæske bli tapt i formasjonen og føre til sirkulasjonen av fluidet i brønnen blir for liten til å tillate videre boring av brønnen. Videre kan en sekundær sement/tetningsblanding bli tapt til formasjonen idet den blir plassert i brønnen slik at den sekundære operasjon derved blir ineffektiv med hensyn til å opprettholde isolasjon av formasjonen.

Behandlinger mot tap av sirkulasjon innebærer forskjellige tetningsmaterialer så som valnøttskall, mika og cellofan, som er blitt forsøkt benyttet for å hindre eller redusere tap av fluider fra brønner. Ulempene ved slike behandlinger inkluderer faren for skade på underjordiske formasjoner som et resultat av den manglende mulighet for å fjerne det tettende materiale etterpå, og forskyvning av tettende materiale fra høypermeable soner slik at fluidtapet igjen øker. Én teknikk for å hindre problemer i form av tap av sirkulasjon, har vært midlertidig å tette hulrom eller permeable soner med sorelsementblandinger. Sorelsementblandinger omfatter typisk magnesiumoksid og et klorid- eller fosfatsalt og vann som sammen danner for eksempel magnesium oksyklorid. Sorelsementer kan bli fjernet med minimal skade på underjordiske soner eller formasjoner ved å løse den i syrer. Bruk av sorelsement er blitt begrenset ved det faktum at formasjoner som er sensitive for vann, slike som inneholder svellende leire og skifer, ikke kan bli eksponert for vannbaserte behandlingsfluider så som sorelsement på grunn av faren for utvasking av formasjonsmateriale i brønnen. Følgelig blir slike brønner typisk boret med oljeholdige fluider, så som oljebaserte borevæsker. Således ville det væreønskelig å utvikle sorelsementblandinger som er kompatible med oljeholdige fluider.

Således vil det være ønskelig å utvikle sorelsementblandinger som er kompatible med oljeholdige fluider. US 2004/ 0147404 Al omhandler et inverterbart brønnbehandlingsfluid som inneholder en amin-emulgator som gjør det mulig for fluidet reverserbart å bliomdannet fra en vann-i-olje emulsjon til en olje-i-vann emulsjon ved kontakt med en syre.

US 2006/0122071 Al beskriver en tettende blanding omfattende en alkali-svellbar lateks og et pH økende materiale samt fremgangsmåte for bruk av blandingen.

US patent nr. 5 284 513 A angår en sementoppslemming som omfatter masovnslagg, vann og salt.

US 2006/0167454 Al omhandler fremgangsmåte for å isolere spesielle soner inne i en underjordisk formasjon ved bruk av selvnedbrytende sementblandinger De selvnedbrytende sementblandinger som omtales omfatter en kilde til en syre som omfatter magnesiumklorid, monobasisk kaliumfosfat, monobasisk natriumfosfat, fosforsyre, magnesiumsulfat og monobasisk ammoniumfosfat, samt en kilde til en base omfattende blant annet magnesiumoksid og ammoniakk.

Foreliggende oppfinnelse

I henhold til ett aspekt angår oppfinnelsen en behandlingsblanding for brønner som angitt i patentkrav 1.

I henhold til et annet aspekt angår oppfinnelsen en fremgangsmåte for å behandle en brønn i kontakt med en underjordisk formasjon som angitt i patentkrav 14.

Foretrukne utførelsesformer fremgår av de uselvstendige patentkrav.

Det som ovenfor er angitt, angir ganske grovt trekkene og de tekniske fordeler ved foreliggende oppfinnelse, slik at den etterfølgende, mer detaljerte beskrivelse av oppfinnelsen lettere skal bli forstått.

Ytterligere trekk og fordeler ved oppfinnelsens gjenstand som definert ved patentkravene, vil bli beskrevet i det følgende. Det vil bli forstått av personer med fagkunnskap på området at utformingen av de spesifikke utførelsesformer som er beskrevet, lett kan gjøres til gjenstand for modifikasjoner eller utforming av andre strukturer som utfører samme formål som foreliggende oppfinnelse. Det vil også være klart for personer med fagkunnskap på området at slike modifikasjoner ikke fraviker rammen av foreliggende oppfinnelse som definert ved de etterfølgende patentkrav.

Detaljert beskrivelse av foretrukne utførelsesformer

I det følgende er det beskrevet behandlingsfluider for brønner omfattende en sorelsement, et overflateaktivt middel og et oljeholdig fluid samt fremgangsmåte for å benytte samme. I de ulike utførelsesformer omfatter blandingen ifølge foreliggende oppfinnelse magnesiumoksid, og et løselig salt så som et klorid- eller fosfatsalt. En drøfting av forskjellige magnesiumoksidbaserte sementer kan bli funnet i Lea's Chemistry of Cement and Concrete av Peter Hewlett: fjerde utgave, sidene 813-820:1998: Elsevier Publishing, som herved inkludere gjennom henvisning. Slike fluider kan bli plassert i en brønn og gitt anledning til å stivne og danne en fast masse som har en akseptabel trykkfasthet. Hver av komponentene av behandlingsfluidet som her er beskrevet, vil bli beskrevet mer i detalj senere.

. MgO kan bli tilberedt ved kalsinering av Mg(OH)2som vist i reaksjon 1:

Kalsineringen av Mg(OH)2fører til hva som ofte betegnes som "brent" MgO. Tre basisgrader av brent MgO blir typisk produsert med de forskjeller seg imellom at hver grad relaterer til graden av reaktivitet som gjenstår etter å ha vært utsatt for et område av høye temperaturer. De opprinnelige magnesiumhydroksidpartikler er vanligvis en stor og løst bundet partikkel. Eksponert for termisk nedbrytning gjennom kalsinering fører til at Mg(OH)2endrer sin struktur slik at overflateporene langsomt blir fylt mens partikkelens kanter blir mer avrundet. Dette fører til MgO med en varierende grad av krystallinitet og følgelig varierende grad av reaktivitet. Når MgO blir produsert ved kalsinering til temperaturer i området mellom 1500 og 2000 °C, blir MgO omtalt som "dødbrent" siden det meste av reaktiviteten er blitt eliminert. Dødbrent MgO har den høyeste grad av krystallinitet av de tre grader av brent MgO. Et eksempel på en dødbrent MgO inkluderer uten begrensning THERMATEK™ HTtilsetningsmiddel som er kommersielt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services. En andre type MgO produsert ved kalsinering ved temperaturer i området 1000 til 1500 °C blir betegnet "hardbrent" og viser en mellomliggende grad av krystallinitet og reaktivitet sammenlignet med de to andre grader av brent MgO. Et eksempel på en hardbrent MgO inkluderer uten begrensning THERMATEK™ LTtilsetningsmiddel som er kommersielt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services. Tredje grad av MgO blir produsert ved kalsinering ved temperaturer i området 700 til 1000 °C og blir betegnet "lettbrent" eller "kaustisk" magnesia. Lettbrent MgO er kjennetegnet ved høyt overflateareal, en lavere krystallinitet og en høy grad av reaktivitet sammenlignet med de to andre grader av brent MgO. I utførelsesformer omfatter MgO som benyttes i sorelsementer som hardbrent MgO, lettbrent MgO, dødbrent MgO eller kombinasjoner av de nevnte.

I en utførelsesform omfatter sorelsementen et kloridsalt, et fosfatsalt eller kombinasjoner av de nevnte. I en utførelsesform omfatter sorelsementen et jordalkalimetallklorid, alternativt magnesiumklorid (MgCb), alternativt magnesiumklorid heksahydrat, MgCl2-6H20. MgCl2-6H20 er velkjent og tilgjengelig fra en lang rekke kilder. For eksempel er C-TEK fra Halliburton Energy Services en egnet MgCl2-6H20 for bruk i henhold til foreliggende oppfinnelse.

I en utførelsesform blir sorelsementen formet gjennom å kontakte MgO med MgCl2-6H20 i nærvær av andre komponenter som vil bli beskrevet mer i detalj senere. I en slik utførelsesform kan sorelsementen omfatte MgO og MgCl2-6H20 til stede i et MgO: MgCl2-6H20 forhold på omtrent 2:1, alternativt omtrent 1,5:1 og alternativt omtrent 1:1. Eksempler på sorelsementer omfattende MgO (for eksempel THERMATEK™ HT tilsetningsmiddel, THERMATEK™ LTtilsetningsmiddel og MgCI2-6H20 (for eksempel C-TEK) inkluderer uten begrensning THERMATEK™ faste stivningsfluidet kommersielt tilgjengelige fra Halliburton Energy Services.

I en annen utførelsesform er sorelsementen dannet gjennom å kontakte MgO med et fosfatsalt i nærvær av andre komponenter som vil bli beskrevet i mer detalj senere. I en slik utførelsesform kan sorelsementen omfatte MgO og et fosfatsalt som for eksempel kaliumfosfat, natriumfosfat, ammoniumfosfat eller kombinasjoner av de nevnte. I slike utførelsesformer kan forholdet mellom MgO: fosfatsalt være fra omtrent 1:4, alternativt fra omtrent 1:3, alternativt fra omtrent 1:2, alternativt fra omtrent 1:1.

I en utførelsesform omfatter sorelsementen, det vil si MgO og MgCl2-6H20, et organofilt overflateaktivt middel. Det overflateaktive middel kan gjøre sorelsementen organofil og derfor kompatibel med et oljeholdig fluid av den type som her er beskrevet. Heretter er blandinger omfattende sorelsement og et overflateaktivt middel forkortet omtalt som SSCC. I en utførelsesform kan det organofile overflateaktive middel være ethvert organofilt overflateaktivt middel som er flytende ved romtemperatur og har en fettsyrekjede større enn omtrent Ci6. Alternativt kan det organofile overflateaktive middel omfatte en fettsyrekjede av Ci6eller større, men som ikke er flytende ved romtemperatur. I slike tilfeller kan det overflateaktive middel gjøres flytende ved romtemperatur ved bruk av teknikker som er kjent for personer med fagkunnskap på området. For eksempel kan det overflateaktive middel bli varmet eller kombinert med en alkohol eller alkoholeter så som for eksempel isopropanol eller etylenglykol monobutyleter. Eksempler på overflateaktive midler egnet for bruk i denne oppfinnelse inkluderer, men er ikke begrenset til, ethvert overflateaktivt middel som inneholder eller kan bevirkes til å inneholde en permanent eller stabil kvaternær ladning, alternativt omfatter det overflateaktive middel kvaternære amider og/eller kvaternære amidestere så som for eksempel stearamidpropalkonium klorid, talgamin kvaternære, kvaternære imidazoliner eller kombinasjoner av de nevnte.

I en utførelsesform er det overflateaktive middel til stede i SSCC i en mengde i området fra omtrent 0,25 til omtrent 5 vekt-% regnet av vekten av sorelsementen (det vil si den samlede vekt av MgO og MgCl2-6H20) alternativt fra omtrent 0,50 til omtrent 5 vekt-%, alternativt fra omtrent 1 til omtrent 5 vekt-%. Uten ønske om å være begrenset til en bestemt teori kan bruk av overflateaktivt middel for å gjøre sorelsementen organofil, bevirke at sorelsementen blir kompatibel med de oljeholdige fluider som er beskrevet senere i dette patentskrift. Den resulterende blanding kan så finne utvidet anvendbarhet som et behandlingsfluid for en brønn i vanskelige boresituasjoner, så som horisontale eller utvidet (forlenget) boring, dype brønner og i underjordiske formasjoner inneholdende reaktiv skifer.

I en utførelsesform omfatter SSCC et oljeholdig fluid. Eksempler på oljeholdige fluider egnet for bruk i denne beskrivelse inkluderer uten begrensning naturaloljebaserte slam (OBM), syntetisk baserte slam (SBM), naturlig baserte oljer, syntetisk baserte oljer og inverte emulsjoner. I en utførelsesform omfatter SSCC et OBM, alternativt et SBM. OBM og SBM inneholder typisk noen ikke-oljeholdige fluider så som vann, som gjør dem til vann-i-olje type emulsjoner, også kjent som inverte emulsjoner, i hvilke et ikke oljeholdig fluid (som vann) utgjør den indre fase og et oljeholdig fluid utgjør den ytre fase. Det ikke-oljeholdige fluid (for eksempel vann) kan oppstå i fluidet selv eller fra brønnen eller det kan bli tilsatt med hensikt for å påvirke egenskapene til borevæsken. Ethvert kjent oljeholdig fluid kan bli benyttet til å danne den ytre oljefase av det inverte emulsjonsfluid. I en utførelsesform omfatter det oljeholdige fluid enhver petroleumsolje, naturlig olje, syntetisk laget olje eller kombinasjoner av de nevnte. Alternativt omfatter det oljeholdige fluid minst ett av et alfaolefin, et internt olefin, en ester, en diester av karbonsyre, en parafin, kerosenolje, dieselolje, mineralolje eller kombinasjoner av de nevnte. Eksempler på oljeholdige fluider for bruk i henhold til foreliggende oppfinnelse inkluderer uten begrensning PETROFREE organisk bærevæske som er et organisk esterbasert fluid, INVERMUL RF som er et OBM borefluid, idet begge nevnte er tilgjengelige fra Baroid Drilling Fluids, og ESCAID 110 hydrokarbonfluid som er et petroleumsdestillat kommersielt tilgjengelig fra EXXON MOBIL Corp.

I tillegg kan ethvert kjent ikke-oljeholdig fluid bli benyttet for å danne den indre fase av det inverte emulsjonsfluid. I en utførelsesform omfatter det ikke oljeholdige fluid et vandig fluid så som for eksempel kranvann eller ferskvann, sjøvann eller naturlig forekommende saltlake, en kloridbasert, bromidbasert eller formiatbasert lake inneholdende monovalente og/ eller polyvalente kationer eller kombinasjoner av de nevnte. Eksempler på kloridbaserte laker inkluderer natriumklorid og kalsiumklorid. Eksempler på bromidbaserte laker inkluderer natriumbromid, kalsiumbromid og sinkbromid. Eksempler på formiatbaserte laker inkluderer natriumformiat, kaliumformiat og cesiumformiat.

Sorelsementen (for eksempel THERMATEK™ stivnende fluid som er en kombinasjon av MgO og MgCb 6H2O) og det oljeholdige fluidet kan være til stede i et forhold mellom sorelsement og oljeholdig fluid på omtrent 95:5, alternativt på omtrent 75:25, alternativt omtrent 25:75 eller alternativt omtrent 50:50.

I en utførelsesform kan SSCC omfatte en stivningsforsinker eller inhibitor. Inhibitorer kan bli benyttet for å regulere tiden som kreves for at oppslemmingen skal stivne. Slike inhibitorer kan tillate operatøren å regulere stivningstiden for blandingen basert på den geotermiske temperatur ved hvilken blandingen vil bli brukt. Økning av vektandelen av inhibitoren vil øke tiden som kreves for at blandingen skal undergå faseovergang fra en oppslemming til en stivnet masse med tilstrekkelig trykkfasthet. Inhibitorer egnet for bruk i denne beskrivelse inkluderer uten begrensning natrium heksametafosfat (teknisk kvalitet granulær), kalium magnesium fosfat heksahydrat, kalium magnesium heksametafosfat eller kombinasjoner av de nevnte. Et eksempel på en inhibitor egnet for bruk ved foreliggende oppfinnelse er natrium heksametafosfat kommersielt tilgjengelig fra Deeparth Solutions under handelsnavnet T-TEK.

I en utførelsesform kan tykningstiden for SSCC bli regulert ved bruk av en inhibitor (for eksempel natrium heksametafosfat) slik at blandingen forblir pumpbar under plassering i brønnen forut for rask stivning. Tykningstiden referer til tiden som kreves for at sementblandingen skal oppnå 70 Beardenenheter (Bc) av fasthet. Ved omtrent 70 Bc undergår oppslemmingen en omdannelse fra et pumpbart fluid til en ikke pumpbar pasta. Inhibitorer til stede i SSCC i et område fra omtrent 0,01 til omtrent 10,0 vekt-% av magnesiumoksid, alternativt fra omtrent 0,1 til omtrent 8 vekt-%, alternativt fra omtrent 0,1 til omtrent 6 vekt-%.

I enkelte utførelsesformer kan tilsetningsmidler bli inkludert i SSCC for å forbedre eller endre dens egenskaper. Eksempler på slike tilsetningsmidler inkluderer, men er ikke begrenset til, salter, stivningsakseleratorer, viskositetsøkere, fluidtapsreduserende midler, vektøkende midler, dispergeringsmidler, vitrifisert skifer, formasjonsbehandlende midler eller blandinger av de nevnte. Andre tilsetningsmidler for å endre mekaniske egenskaper, for eksempel karbonfiber, glassfiber, metallfiber, mineralfiber og lignende kan bli tilsatt for ytterligere å modifisere de mekaniske egenskaper. Disse egenskaper kan bli inkludert enkeltvis eller i kombinasjon. Metoder for å innføre slike tilsetningsmidler og deres effektive mengder bil være kjent for en person med fagkunnskap på området.

Komponentene av SSCC kan bli kombinert med bruk av enhver blandeinnretning kompatibel med blandingene, slik det vil være kjent for en person med fagkunnskap på området, for eksempel en satsvis blander eller resirkulerende blander.

SSCC kan bli plassert i en brønn som en enkelt strøm og aktivert gjennom brønnbetingelser til å danne en stivnet, fast masse. I et slikt tilfelle kan SSCC bli plassert nede i brønnen gjennom borkronen og danne en blanding som i hovedsak eliminerer sirkulasjonstap. Ved nok en utførelsesform blir SSCC dannet nede i brønnen ved å blande en første strøm som inneholder én eller flere SSCC komponenter, så som for eksempel MgO og klorid eller fosfatsalt og en andre strøm som inneholder ytterligere SSCC komponenter. Alternativt kan SSCC bli dannet nede i brønnen ved å blande en første strøm som inneholder MgO og en andre strøm som inneholder klorid elle fosfatsaltet, overflateaktivt middel og eventuelle tilsetningsmidler. Fremgangsmåter for å innføre blandinger i en brønn og forsegle soner er beskrevet i US patentene nr. 5 913 364,6 167 967 og 6 258 757, hver av hvilke er inkludert her i sin helhet gjennom henvisning.

SSCC ifølge foreliggende oppfinnelse kan utvikle en tilstrekkelig trykkfasthet når den plasseres nede i brønnen. Her er trykkfastheten definert som den evne materialet har til å motstå aksielt rettede trykkrefter. Maksimal motstand for materialet mot en aksiell kraft blir bestemt i henhold til API anbefalt praksis 10B, 22 utgave, desember 1997. Over grensen for trykkfastheten, blir materialet irreversibelt deformert og gir ikke lenger strukturell støtte og/ eller soneisolasjon. Trykkfastheten som en sementblanding oppnår er en funksjon av både sementmodenhet (eller herdetid) og temperaturen ved hvilken stivningen skjer. Sementmodenhet refererer til tiden sementsammensetningen har fått anledning til å stivne.

I noen utførelsesformer kan SSCC utvikle en trykkfasthet på fra 3,45 til omtrent 1380 bar, alternativt fra omtrent 6,9 til omtrent 690 bar, alternativt fra omtrent 69 til omtrent 690 bar. Trykkfastheten av SSCC kan utvikle seg i løpet av fra omtrent 15 minutter til mer enn eller lik omtrent 24 timer, alternativt fra omtrent 20 minutter til omtrent 10 timer, alternativt fra omtrent 30 minutter til omtrent 8 timer. Som en person med fagkunnskap på området vil forstå, er trykkfastheten som utvikles direkte proporsjonal med forholdet mellom Sorelsement (for eksempel THERMATEK™) og oljeholdig fluid. Følgelig vil en økning av mengde sorelsement i SSCC føre til en økt endelig trykkfasthet for den stivnende blanding.

SSCC kan ha en tetthet fra omtrent 0,48 kg/l til omtrent 3,0 kg/l, alternativt fra omtrent 1,4 kg/l til omtrent 2,0 kg/l, alternativt fra omtrent 0,7 kg/l til omtrent 1,7 kg/l. Tetthetsreduserende tilsetningsmidler så som glasskorn eller skum og ekspanderende tilsetningsmidler så som gass, suspensjonsmidler, skumdempere og lignende, kan være inkludert i SSCC for å generere en lettvekts sementoppslemming. Mengder av slike tetthetsreduserende tilsetningsmidler og metoder for å inkludere disse er kjent for en person med vanlig fagkunnskap på området.

SSCC som her beskrevet kan bli benyttet som et brønnbehandlingsfluid. Slik det her benyttes, refererer et "brønnbehandlingsfluid" til et fluid som benyttes under boring, komplettering, vedlikehold, frakturering, reparasjon eller på noen som helst måte å tilberede en brønn for utvinning av materialer som befinner seg i en underjordisk formasjon penetrert av brønnen. Det skal forstås at "underjordisk formasjon" omfatter både områder under eksponert land og områder under jord dekket av vann, så som hav eller ferskvann. Eksempler på behandlingsfluider omfatter, men er ikke begrenset til, sementoppslemminger, borevæsker eller slam, skillefluider, fraktureringsfluider eller kompletteringsfluider, som alle er kjent innen fagområdet. Uten begrensning inkluderer behandling av brønnen å posisjonere SSCC i brønnen for å isolere den underjordiske formasjon fra en del av brønnen, for å støtte en rørledning i brønnen, for å tette et hulrom eller en sprekk i rørledningen, for å tette et hulrom eller en sprekk i en sementkappe posisjonert i et ringrom i brønnen, for å tette en åpning mellom sementkappen og rørledningen, for å hindre tap av vandige eller ikke-vandige borevæsker i soner med sirkulasjonstap, så som i hulrom, druserom eller sprekker, for å bli brukt som et fluid foran en sementoppslemming i sementeringsoperasjoner, for å tette et hulrom mellom brønnen og et ekspanderbart rør eller rørstreng, eller kombinasjoner av de nevnte.

I en utførelsesform kan SSCC bli innført i brønnen for å hindre tap av vandige eller ikke-vandige borevæsker i soner med sirkulasjonstap, så som hulrom, druserom og naturlige eller induserte sprekker under boring. SSCC kan danne en ikke-flytende, intakt masse inne i sonen med sirkulasjonstap som tetter sonen og hindrer tap av etterfølgende innpumpet borevæske, som muliggjør fortsatt boring. For eksempel kan SSCC virke som en plugg som blir plassert i et ringrom av brønnen og danner grunnlag for plassering av en andre (for eksempel sementholdig) blanding.

Alternativt kan SSCC når den blir plassert i en brønn, bli gitt anledning til å stivne slik at den isolerer den underjordiske formasjon fra en annen del av brønnen. SSCC danner derved en barriere som hindrer fluider i den underjordiske formasjon fra å migrere inn i andre underjordiske formasjoner. I en utførelsesform tilhører brønnen i hvilken blandingen blir plassert, en multilateral brønn konfigurasjon. Det skal forstås at multilaterale brønnkonfigurasjoner inkluderer minst to hovedbrønner forbundet med én eller flere tilknyttede brønner.

I en utførelsesform kan SSCC tjene som etgruspakningsfluid i gruspakningsoperasjoner. Her refererer "gruspakning" til en fremgangsmåte som er vanlig å benytte for å hindre migrasjon av sand inn i brønner og for å opprettholde integriteten til underjordiske formasjoner. Ved

gruspakning blir et permeabelt gitter plassert mot flaten av en underjordisk formasjon, fulgt av å pakke grus mot utsiden av gitteret. Størrelsen på gruspartiklene som benyttes for dette formålet er større enn sandpartiklene, men tilstrekkelig små til å sikre at sand ikke kan passere gjennom hulrom mellom partiklene. Grusen blir typisk fraktet til den underjordiske

formasjon ved å suspendere grusen i et såkalt gruspakningsfluid som blir pumpet inn i formasjonen. Gitteret blokkerer passasjen for grusen, men ikke for fluidet inn i formasjonen, slik at gitteret hindrer grusen fra å bli sirkulert ut av brønnen, men forblir på ønsket plass. Grusen blir skilt fra fluidet idet fluidet strømmer gjennom gitteret og etterlater grusen avsatt på gitterets ytre flate.

I en utførelsesform blir SSCC benyttet til å tette en brønn som skal forlates, det vil si å forberede en brønn på å bli stengt og permanent isolert. En rekke av plugger omfattende SSCC kan bli satt inn i brønnen og testet ved hvert trinn av hydraulisk isolasjon.

I en utførelsesform kan SSCC tjene som et spot fluid. Et spot fluid refererer til et lite volum eller en "pille" av fluid plassert i et ringrom av en brønn og som kan fortrenge en annen brønnbehandlingsvæske så som for eksempel et boreslam. Spot fluidet kan virke som et stivn bart fluid som etter å ha blitt brukt vil fortrenge et annet bønnbehandlingsfluid fra en sprekk eller hulrom i brønnen og stivne for å hindre strømning av andre brønnbehandlingsfluider inn i nevnte sprekk eller hulrom.

Eksempler

Oppfinnelsen er til nå blitt generelt beskrevet, mens de følgende eksempler er gitt som spesifikke utførelsesformer av oppfinnelsen for å demonstrere praksis og fordeler av denne. Det er underforstått av eksemplene er gitt kun for illustrasjonsformål og ikke er beregnet til å begrense beskrivelsen eller patentkravene på noen som helst måte.

Eksempel 1

Virkningen av overflateaktivt middel på en blanding av en sorelsement og en OBM ble undersøkt. Spesifikt var sorelsementen THERMATEK™ fast stivnende fluid som er en blanding av MgO og MgCl2*6H20 kommersielt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services. En oppslemming ble tilberedt som omfattet 95 % THERMATEK™ fast stivnende fluid og 5 % av ARQUAD 83E som er et organofilt overflateaktivt middel kommersielt tilgjengelig fra Akzo-Nobel. Oppslemmingen ble så blandet i et 50:50 forhold med enten ACCOLADE borevæske, PETROFREE organisk bærevæske, som er en organisk esterbasert væske, eller INVERMUL RF som er en OBM borevæske, alle av hvilke er kommersielt tilgjengelige fra Baroid Drilling Fluids, et selskap av Halliburton Energy Services Corporation. Blandingen ble gitt anledning til å stivne ved romtemperatur over en weekend og var hard når den deretter ble undersøkt. Hver blanding stivnet til å danne en masse med en trykkfasthet i området fra 20,7 til 27,6 bar, viste ingen tegn til separasjon, fri væske eller sprekker ved romtemperatur.

Eksempel 2

Virkningen av et overflateaktivt middel på en blanding av THERMATEK™ fast stivnende fluid og en basisolje ble undersøkt. En oppslemming ble tilberedt omfattende THERMATEK™ fast stivnende fluid og 5 % av AMMONYX SDBC, som er et organofilt overflateaktivt middel kommersielt tilgjengelig fra Stephan. Oppslemmingen ble så blandet i et 50:50 forhold med enten diesel, kerosen eller PETROFREE organisk bærevæske. Blandingene ble så gitt anledning til å stivne ved romtemperatur over en weekend og var harde mår de deretter ble undersøkt. Hver blanding stivnet til en masse med en trykkfasthet i området fra omtrent 20,7 til omtrent 27,6 bar, viste ingen tegn til separasjon, fri væske eller sprekker ved romtemperatur.

Foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen er blitt vist og beskrevet, men det kan gjøres modifikasjoner av disse av en person med vanlig fagkunnskap på området uten å fravike foreliggende oppfinnelse. Utførelsesformene her beskrevet er kun eksemplifiserende og er ikke ment å være begrensende. Mange andre variasjoner og modifikasjoner av oppfinnelsen er mulige innenfor rammen av oppfinnelsen. Der numeriske områder eller begrensninger er uttrykkelig angitt, skal slike områder eller begrensninger anses å inkludere iterative områder eller begrensninger av størrelse som faller innenfor de uttrykkelige angitte områder eller begrensninger (for eksempel omfatter "fra omtrent 1 til omtrent 10", 2,3,4 etc, "større enn 0,10" omfatter 0,11,0,12,0,13 etc). Bruk av betegnelsen "eventuelt" med hensyn til et hvilket som helst element av et krav innebærer at elementet kan være påkrevd eller alternativt ikke være påkrevd. Begge alternativer er innenfor rammen av kravet. Bruk av generelle betegnelser som "omfatter", "inkluderer", "har" etc. skal forstås å favne snevrere betegnelser så som "bestående av", "i hovedsak bestående av", "omfatter hovedsakelig" etc.

I henhold til dette er oppfinnelsens ramme ikke begrenset av beskrivelsen ovenfor, men kun av patentkravene som følger. Hvert enkelt av kravene skal anses å inngå i beskrivelsen som en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Således er patentkravene en ytterligere beskrivelse som kommer i tillegg til de foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen.

Claims (15)

1. Blanding for behandling av brønn,karakterisert vedå omfatte: -et sementholdig materiale omfattende et jordalkalimetalloksid og et løselig salt idet jordalkalimetalloksidet omfatter magnesiumoksid, -et overflateaktivt middel og - et oljeholdig fluid, idet det oljeholdige fluid er til sted i et volumforhold mellom det sementholdige materiale og det oljeholdige fluid fra 95:5 til 50:50.

2. Blanding i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat det overflateaktive middel er et organofilt overflateaktivt middel.

3. Blanding i samsvar med patentkrav 2,karakterisert vedat det organofile overflateaktive middel omfatter en C16 eller større fettsyredel.

4. Blanding i samsvar med patentkrav 2,karakterisert vedat det organofile overflateaktive middel er flytende ved romtemperatur eller kan gjøres flytende ved romtemperatur.

5. Blanding i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat det løselige salt omfatter magnesiumklorid, natriumfosfat, kaliumfosfat, ammoniumfosfat eller kombinasjoner av de nevnte.

6. Blanding i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat blandingen har en trykkfasthet fra omtrent 3,45 bar til omtrent 1380 bar.

7. Blanding i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat den har en tetthet i området fra 0,48 kg/l til 3,0 kg/l.

8. Blanding i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat det løselige salt er et klorsalt eller et fosfatsalt og at det overflateaktive middel er et organofilt overflateaktivt middel.

9. Blanding i samsvar med patentkrav 8,karakterisert vedat kloridsaltet omfatter magnesiumklorid og fosfatsaltet omfatter natriumfosfat, kaliumfosfat, ammoniumfosfat eller kombinasjoner av de nevnte.

10. Blanding i samsvar med patentkrav 2 eller 8,karakterisert vedat det organofile overflateaktive middel omfatter et kvaternært amid, en kvaternær amidester eller kombinasjoner av de nevnte.

11. Blanding i samsvar med patentkrav 1 eller 8,karakterisert vedat det overflateaktive middel er til stede i en mengde i området fra 0,25 til 5 vekt-% regnet av den samlede vekten av metalloksidet og klorid- eller fosfatsaltet.

12. Blanding i samsvar med patentkrav 1 eller 8,karakterisert vedat det oljeholdige fluidet omfatter petroleumsolje, naturalolje, syntetisk olje, et alfaolefin, et internt olefin, en ester, en diester av karbonsyre, en parafin, kerosenolje, dieselolje, mineralolje eller kombinasjoner av de nevnte.

13. Blanding i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedå omfatte magnesiumoksid, magnesiumklorid, et organofilt overflateaktivt middel, vann og et oljeholdig fluid, idet det organofile overflateaktive middel er til stede i en mengde i området fra 0,25 til 5 vekt-% basert på den samlede vekten av magnesiumoksidet og magnesiumkloridet.

14. Fremgangsmåte for å behandle en brønn i kontakt med en underjordisk formasjon,karakterisert vedå omfatte: -å plassere i brønnen en blanding som angitt i et hvilket som helst av patentkravene 1-7 og 9 samt - å tillate blandingen å stivne.

15. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 14,karakterisert vedvidere å omfatte en stivningsforsinker.