BRPI0611106B1 - Fluido de enchimento com cascalho e método para enchimento com cascalho de um furo de poço - Google Patents
Fluido de enchimento com cascalho e método para enchimento com cascalho de um furo de poço Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0611106B1 BRPI0611106B1 BRPI0611106-8A BRPI0611106A BRPI0611106B1 BR PI0611106 B1 BRPI0611106 B1 BR PI0611106B1 BR PI0611106 A BRPI0611106 A BR PI0611106A BR PI0611106 B1 BRPI0611106 B1 BR PI0611106B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- gravel
- fluid
- gal
- filling fluid
- gravel filling
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 216
- 238000011049 filling Methods 0.000 title claims abstract description 85
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 99
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims abstract description 61
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 61
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 40
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 60
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 24
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 18
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 17
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L Zinc bromide Inorganic materials Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 claims description 10
- 150000001408 amides Chemical group 0.000 claims description 9
- -1 glycerol triesters Chemical class 0.000 claims description 8
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 claims description 8
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 claims description 7
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 7
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 6
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 5
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 claims description 5
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 5
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerol Natural products OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 4
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 claims description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Inorganic materials [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims description 4
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000001802 infusion Methods 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 claims description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 3
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 claims description 3
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Chemical class OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 claims description 2
- IIZPXYDJLKNOIY-JXPKJXOSSA-N 1-palmitoyl-2-arachidonoyl-sn-glycero-3-phosphocholine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@H](COP([O-])(=O)OCC[N+](C)(C)C)OC(=O)CCC\C=C/C\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCCC IIZPXYDJLKNOIY-JXPKJXOSSA-N 0.000 claims description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 239000003568 Sodium, potassium and calcium salts of fatty acids Substances 0.000 claims description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000013969 calcium salts of fatty acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 2
- YRIUSKIDOIARQF-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 YRIUSKIDOIARQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229940071161 dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 claims description 2
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 claims description 2
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000000787 lecithin Substances 0.000 claims description 2
- 229940067606 lecithin Drugs 0.000 claims description 2
- 235000010445 lecithin Nutrition 0.000 claims description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims 3
- 239000008385 outer phase Substances 0.000 abstract description 3
- 239000008384 inner phase Substances 0.000 abstract 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 73
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 22
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 8
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 8
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 8
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 7
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 6
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 6
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 4
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 4
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 4
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 2
- 239000004131 EU approved raising agent Substances 0.000 description 1
- 241000336914 Palego simulator Species 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005137 deposition process Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000005429 filling process Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 208000021267 infertility disease Diseases 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
-
- 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
- Y10S507/925—Completion or workover fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
um fluido de enchimento com cascalho e um método para enchimento com cascalho de um furo de poço usando-se um fluido de enchimento com cascalho que compreende uma emulsão inversa que compreende óleo como a fase externa, salmoura de limpeza como uma fase interna e uma quantidade de emulsificante efetiva para a produção de uma emulsão inversa estável, a fase externa do fluido de enchimento com cascalho ainda compreendendo um agente de umedecimento de cascalho.
Description
[001] O pedido se refere a fluidos de emulsão inversa os quais são particularmente adequados para enchimento com cascalho e intervenção de poços perfurados em formações portando hidrocarboneto subterrâneas, incluindo, sem limitação, poços desviados, horizontais e/ou direcionais, e a métodos de enchimento com cascalho usando-se os fluidos de emulsão inversa.
[002] A completação de furos de poço desviados em reservatórios de óleo e gás com um fluido de enchimento com cascalho aquoso, tal como salmoura de haleto, é uma prática de controle de areia bem sucedida. Algumas aplicações de furo de poço, contudo, não são candidatas técnicas para cascalho transportado em salmoura, porque o folhelho sensível à água pode se tornar desestabilizado através de hidratação e interferir com o posicionamento do cascalho. Os enchimentos com cascalho com fluidos carreadores de “emulsão inversa” ou fluidos de emulsão de água em óleo foram sugeridos porque a fase externa de fluidos de emulsão inversa impede efeitos de hidratação de folhelho, desse modo evitando uma desestabilização.
[003] Infelizmente, tentativas de enchimento com cascalho com sistemas de emulsão inversa formaram enchimentos com cascalho que eram relativamente soltos e imprevisíveis após a operação de enchimento com cascalho com respeito a sua capacidade de controlar a areia da formação após o enchimento com cascalho ser plenamente depositado no furo de poço.
[004] O presente pedido provê um fluido de enchimento com cascalho de emulsão inversa.
[005] O pedido provê um fluido de enchimento com cascalho que compreende uma emulsão inversa que compreende óleo como uma fase externa, salmoura de limpeza como uma fase interna e uma quantidade de emulsificante efetiva para a produção de uma emulsão inversa estável, a fase externa do fluido de enchimento com cascalho ainda compreendendo um agente de umedecimento de cascalho.
[006] O presente pedido também fornece um método para enchimento com cascalho um poço usando um fluido de enchimento com cascalho de emulsão inversa.
[007] O pedido também provê um método para enchimento com cascalho de um furo de poço, que compreende: a provisão de uma emulsão inversa estável compreendendo um óleo como uma fase externa, salmoura de limpeza como uma fase interna e um emulsificante em uma quantidade suficiente para produzir uma emulsão estável; após a produção da emulsão estável, a provisão da emulsão estável com um agente de umedecimento de cascalho, desse modo se produzindo uma emulsão modificada; e a injeção da emulsão modificada em um furo de poço com cascalho sob condições efetivas para a produção de um enchimento com cascalho efetivo e firme.
[008] O pedido também provê um método para enchimento com cascalho de um furo de poço, que compreende: a provisão de uma emulsão inversa estável compreendendo um óleo como uma fase externa, salmoura de limpeza como uma fase interna e um emulsificante em uma quantidade suficiente para produzir uma emulsão estável; após a produção da emulsão estável, a injeção da emulsão estável em um furo de poço em conjunto com uma quantidade de cascalho e um agente de umedecimento de cascalho suficiente para tornar o cascalho úmido com óleo para a produção de um enchimento com cascalho efetivo e firme.
[009] A Figura 1 ilustra a configuração de teste no Simulador de Enchimento com Cascalho Horizontal Baker Oil Tools localizado no Baker Hughes Technology Center em Houston, Texas.
[010] A Figura 1a ilustra os dados de pressão, taxa e relação de mistura de cascalho para o Exemplo 1.
[011] A Figura 1b ilustra a Pressão estimada e a relação de Duna/Furo como uma função da Taxa para o enchimento com cascalho horizontal do Exemplo 1.
[012] A Figura 1c mostra a Pressão estimada e a relação de Duna/Furo como uma função da Taxa para o enchimento com cascalho horizontal do Exemplo 1.
[013] A Figura 2a ilustra os dados de pressão, taxa e relação de mistura de cascalho para o Exemplo 2.
[014] A Figura 2b ilustra a Pressão estimada e a relação de Duna/Furo como uma função da Taxa para o enchimento com cascalho horizontal do Exemplo 2.
[015] A Figura 2c mostra a Pressão estimada e a relação de Duna/Furo como uma função da Taxa para o enchimento com cascalho horizontal do Exemplo 2 usando rugosidade aparente de tubo de 0,06 in (1,524 mm).
[016] A Figura 3a ilustra os dados de pressão, taxa e relação de mistura de cascalho para o Exemplo 3.
[017] A Figura 3b mostra a Pressão estimada e a relação de Duna/Furo como uma função da Taxa para o enchimento com cascalho horizontal com água no Exemplo 3.
[018] A Figura 3c mostra a Pressão estimada e a relação de Duna/Furo como uma função da Taxa para o enchimento com cascalho horizontal com água no Exemplo 3.
[019] A Figura 4 mostra a Pressão estimada e a relação de Duna/Furo como uma função da Taxa para o enchimento com cascalho horizontal do Exemplo 4 usando ID de tela efetivo e rugosidade de tubo de 0,03 in (0,762 mm).
[020] A Figura 5 exibe os dados medidos e os dados estimados dos Exemplos 1 a 4 usando o ID de tubo de base e o ID de tela efetivo como ID de tela, usando a opção de tela não centralizada.
[021] A Figura 6 é um gráfico de fluido livre versus tempo a partir das avaliações de deposição de areia e umedecimento do Exemplo 6.
[022] A Figura 7 é um gráfico dos Resultados de Teste de Permeabilidade do Exemplo 9.
[023] A Figura 8 é um gráfico de fluido livre versus tempo a partir da deposição de areia do Exemplo 10.
[024] Embora o fluido de emulsão inversa descrito aqui seja particularmente adequado para uso como um fluido de enchimento com cascalho, o fluido também pode ser útil para controle de areia, para outras operações de intervenção, como um fluido de deslocamento, como um fluido espaçador e/ou como um fluido para perfuração e/ou operações de penetração na zona de produção (coletivamente referidos aqui como “fluidos de execução de serviços em poços”).
[025] A frase “sem sólidos” significa que nenhum material sólido (particulados, tais como agentes de aumento de peso ou particulados comerciais) além de cortes de perfuração está presente no fluido de execução de serviços em poços.
[026] O termo “horizontal” com respeito a um furo de poço ou uma perfuração se refere a um outro ângulo além de 90 graus em relação à superfície de furo de poço, olhando- se para a superfície como um plano em um nível de terreno.
[027] O termo “cascalho” se refere a cascalho natural e outros materiais do tipo de escoramento, naturais e feitos pelo homem ou sintéticos. Os exemplos de materiais do tipo de escoramento incluem, mas não estão necessariamente limitados a areia, seixos, bauxita e contas sintéticas. Os exemplos de contas sintéticas incluem, mas não estão necessariamente limitados a contas cerâmicas e contas revestidas com resina.
[028] Conforme usado aqui, um enchimento com cascalho “firme” é um enchimento com cascalho comparável àquele produzido usando-se água ou uma salmoura, tal como um cloreto de sódio ou um cloreto de cálcio, como um fluido carreador. Se comparados com a maioria dos fluidos carreadores, os fluidos carreadores de água e salmoura produzem mais contato de grão com grão e menos espaço vazio entre grãos no enchimento com cascalho.
[029] Para a extração de hidrocarbonetos, tais como gás natural e óleo bruto de uma formação subterrânea, furos de poço são perfurados nas zonas de produção portando hidrocarboneto. Numerosos sistemas foram empregados para manutenção da produtividade de um furo de poço, para controle do fluxo de fluidos com hidrocarboneto a partir do furo de poço, enquanto se permite apenas uma produção de areia de reservatório limitada e se impedem forças naturais de colapsarem e obstruírem ou terminarem o fluxo de fluido a partir do furo de poço.
[030] Um sistema provê um encamisamento de profundidade plena do furo de poço, onde a parede de furo de poço é revestida com um tubo de revestimento de aço que é preso à parede de furo por um espaço anular de concreto entre a superfície externa do tubo de revestimento e a parede de furo de poço. O tubo de revestimento de aço e o espaço anular de concreto circundante são, depois disso, perfurados ao longo da zona de produção para se permitir que fluidos com hidrocarboneto fluam a partir da formação produzindo para o interior do tubo de revestimento. Usualmente, o interior do tubo de revestimento é selado acima e abaixo da zona de produção, e um “tubo de produção” de diâmetro menor penetra no selo superior para prover aos fluidos de hidrocarboneto um conduto de fluxo liso e limpo para a superfície.
[031] Um sistema de completação de poço crescentemente popular protege a integridade de produção de parede de furo de poço por um depósito firmemente acondicionado de um agregado compreendendo areia, cascalho, ou ambos entre a parede de furo de poço bruta e o tubo de produção. Este tipo de sistema evita o tempo e a despesa de deposição de um revestimento de aço a partir da superfície até a zona de produção, a qual pode estar a muitos milhares de centímetros abaixo da superfície. O enchimento com cascalho é inerentemente permeável ao produto de fluido de hidrocarboneto a partir da zona e reforça estruturalmente a parede de furo de poço contra um colapso interno ou uma degradação de fluxo. Este tipo de sistema de completação de poço é denominado uma completação “de furo aberto”.
[032] O aparelho e o processo para deposição de cascalho entre a parede de furo de poço e o tubo de produção é um “sistema de enchimento com cascalho de furo aberto”. Os sistemas de enchimento com cascalho de furo aberto usualmente incluem uma ou mais telas de controle de areia entre o espaço anular preenchido com cascalho e um tubo de produção de hidrocarboneto. Além do significado comum do termo, a palavra “tela” se refere também a um tubo com fendas ou perfurado. Se a zona de produção não estiver no término de fundo do poço, o furo de poço será fechado por um obturador na extremidade distal ou de fundo da zona de produção para a provisão de um suporte de extremidade de fundo para o volume de enchimento com cascalho. A extremidade superior do volume de zona de produção é delineada por um obturador em torno do espaço anular entre o furo de poço e a coluna de tubo, denominado uma “coluna de completação”, que transporta o hidrocarboneto produzido para a superfície. Este obturador de extremidade superior também pode ser posicionado entre a coluna de completação e a superfície interna do revestimento de poço em um ponto substancialmente acima das telas e da zona de produção.
[033] Os obturadores e um outro equipamento de condicionamento de poço “de poço abaixo” são colocados usando-se uma coluna controlada na superfície de tubo que freqüentemente é denominada uma “coluna de ferramenta”. Um mecanismo controlado na superfície dentro da coluna de ferramenta seletivamente dirige um fluxo de suspensão fluidizada de areia e/ou cascalho a partir de dentro do furo de tubo interno da coluna de ferramenta para o espaço anular inferior entre a parede bruta do furo de poço e o perímetro externo da coluna de completação. Este mecanismo é posicionado ao longo da profundidade de poço próximo do obturador superior. Conforme a coluna de ferramenta dirige um fluxo de suspensão descendente a partir do furo de coluna de ferramenta para o espaço anular de furo de poço, a coluna de ferramenta também dirige o fluxo ascendente de filtrado de suspensão que passou através das telas em um tubo de produção estendido abaixo do obturador superior. Este fluxo ascendente de filtrado de suspensão é dirigido a partir do furo de tubo de produção para o espaço anular de furo de poço acima do obturador superior.
[034] Os sistemas de enchimento com cascalho de furo aberto proveram um controle de areia bem sucedido quando da completação de poços desviados em reservatórios de óleo e gás com um fluido de enchimento com cascalho aquoso ou fluido carreador, tal como um haleto ou uma salmoura de formato. Algumas aplicações de furo de poço, contudo, não são candidatos técnicos para cascalho transportado por salmoura porque um folhelho sensível à água pode se tornar desestabilizado através de hidratação, cair no furo de poço de furo aberto e interferir com o posicionamento do cascalho. Os enchimentos com cascalho com fluidos carreadores de emulsão inversa foram sugeridos, porque a fase externa de fluidos de emulsão inversa impede uma desestabilização ao impedirem efeitos de hidratação de folhelho.
[035] As tentativas de enchimento com cascalho com sistemas de emulsão inversa sem sólidos não foram completamente bem sucedidas. Uma deposição de cascalho a partir de um meio de óleo externo aparentemente ocorre a uma taxa lenta, resultando em um enchimento solto. Os fluidos de enchimento com cascalho de emulsão inversa e os métodos de uso dos fluidos de enchimento com cascalho de emulsão inversa os quais produzem um enchimento mais firme são necessários.
[036] O presente pedido provê uma emulsão inversa estável compreendendo uma fase externa compreendendo um agente de umedecimento de óleo efetivo para alteração da capacidade de umedecimento de cascalho portado pelo fluido de emulsão inversa a partir de úmido com água para úmido com óleo para melhoria do perfil reológico do fluido. O agente de umedecimento com óleo facilita uma taxa de deposição mais rápida durante a “onda alfa” de um procedimento de enchimento com cascalho “alfa-beta” em um furo de poço horizontal, permite que a “altura de duna de cascalho” seja controlada conforme necessário, de modo a se obter um enchimento com cascalho “alfa-beta”, e melhora a firmeza (enchimento intergranular) do cascalho durante ambas as seqüências de deposição de onda “alfa” e “beta”. O tensoativo de umedecimento com óleo especializado proporciona um benefício similar (enchimento mais firme) em métodos de fluido carreador de enchimento com cascalho de fluido de emulsão inversa viscoso.
[037] Um enchimento com cascalho “alfa-beta” tipicamente usa um fluido carreador de salmoura que contém baixas concentrações de cascalho. Uma vazão anular relativamente alta de aproximadamente 92,44 m/min (300 ft/min) é usada para o transporte de cascalho através da coluna de trabalho e da ferramenta de interligação. Após a saída da ferramenta de interligação, a suspensão de salmoura - cascalho entra em um espaço anular de furo de poço/tela relativamente grande, e o cascalho se deposita no fundo do furo de poço horizontal, formando uma duna.
[038] Conforme a altura do leito depositado aumenta, a área de seção transversal de fluxo é reduzida, aumentando a velocidade através do topo da duna. A velocidade continua a aumentar conforme a altura do leito cresce, até uma velocidade mínima necessária para o transporte de cascalho através do topo da duna ser obtida. Neste ponto, nenhum cascalho adicional é depositado e a altura de leito é dita como estando em equilíbrio. Esta altura de leito de equilíbrio será mantida desde que a taxa de injeção de suspensão e as propriedades de suspensão permaneçam não modificadas. Mudanças na taxa de injeção de superfície, concentração de suspensão, densidade de salmoura ou viscosidade de salmoura estabelecerão uma nova altura de equilíbrio.
[039] O cascalho entrando é transportado através do topo do leito de equilíbrio, eventualmente atingindo a região de velocidade reduzida na borda de entrada da duna avançando. Desta maneira, o processo de deposição continua a formar um leito de equilíbrio que avança como uma frente de onda (a “onda alfa”) ao longo do furo de poço na direção do pé. Quando a onda alfa atinge a extremidade do tubo de lavagem, ela cessa de crescer, e o cascalho sendo transportado ao longo da completação começa a aterrar a área acima do leito de equilíbrio. Conforme este processo continua, uma nova frente de onda (a onda “beta”) retorna para a raiz da completação. Durante uma deposição da onda beta, uma desidratação do enchimento ocorre principalmente através de perda de fluido para o espaço anular de tela/tubo de lavagem.
[040] O desenvolvimento de pontes em intervalos perfurados longos ou poços altamente desviados pode terminar o tratamento prematuramente, resultando em uma produção reduzida de perfurações não preenchidas, vazios no enchimento com cascalho anular e/ou largura de fratura e condutividade reduzidas.
[041] O presente pedido provê um fluido de enchimento com cascalho de emulsão inversa o qual é particularmente efetivo usando-se a técnica de enchimento com cascalho “alfa-beta” para a obtenção de um enchimento com cascalho tendo uma firmeza comparável com aquela produzida usando-se água ou salmoura. A fase externa (óleo) de um fluido carreador de emulsão inversa estável é provida com um tensoativo de umedecimento com óleo para a criação de um ambiente de fluido com propriedades suficientes para o transporte de cascalho de raiz para o pé em uma aplicação de completação de furo de poço de furo aberto. O furo de poço pode ser desviado da vertical para a horizontal, de modo que o cascalho rapidamente se deposite e seja preenchido por si durante o processo de enchimento alfa/beta para controle de produção de areia de reservatório durante a vida do poço.
[042] O fluido de enchimento com cascalho de emulsão inversa mantém a estabilidade de folhelho antes e durante a operação de enchimento com cascalho. O fluido de enchimento com cascalho de emulsão inversa compreende óleo como a fase externa e salmoura de limpeza como uma fase interna, e tem as propriedades a seguir: um peso específico de em torno de 838,8 kg/m3 (7 lb/gal) a 1557,7 kg/m3 (13,0 lb/gal); propriedades reológicas substancialmente newtonianas em temperaturas a partir de em torno de 4,44°C (40°F) a em torno de 121,11°C (250°F), conforme determinado sob pressão usando-se um reômetro FANN 75; uma viscosidade de em torno de 0,02 Pa.s (20 cP) ou menos a 300 rpm, mais preferencialmente de em torno de 0,01 Pa.s (10 cP) a 300 rpm; e permanece estável sob condições estáticas a 121,11°C (250°F) por duas semanas ou mais.
[043] Os óleos adequados para a fase externa do fluido de emulsão inversa são óleos que são compatíveis com o fluido de emulsão inversa usado para a perfuração do furo de poço e os quais têm as características de viscosidade desejadas. Os óleos preferidos são n-parafinas, óleos minerais, olefinas ou outros óleos com uma viscosidade cinemática a 40°C de em torno de 3,5 ou menos, preferencialmente de 2 ou menos, mais preferencialmente de menos de 2.
[044] As salmouras de limpeza tendo um peso substancialmente o mesmo que água ou maior (de em torno de 999,3 kg/m3 [8,34 lb/gal] ou mais) geralmente produzem fluidos de emulsão inversa tendo um peso específico suficiente para a provisão de uma pressão hidrostática maior do que a pressão de formação e para transporte de cascalho sem a necessidade de adição de outros materiais ou sólidos. Em uma modalidade preferida, a salmoura de limpeza tem um peso específico de em torno de 999,3 kg/m3 (8,34 lb/gal) a em torno de 2300,7 kg/m3 (19,2 lb/gal).
[045] A salmoura de limpeza compreende substancialmente qualquer sal capaz de prover um peso específico suficiente. Os sais preferidos incluem, mas não estão necessariamente limitados a sais de haleto e sais de formato. Os sais adequados compreendem metais incluindo, mas não necessariamente limitados aos metais selecionados a partir do grupo que consiste em sódio, cálcio, zinco, potássio, césio e combinações dos mesmos. As salmouras de limpeza mais preferida compreendem sais selecionados a partir do grupo que consiste em cloreto de cálcio, brometo de cálcio, brometo de zinco/cálcio, formato de potássio, formato de césio/potássio e combinações dos mesmos.
[046] Quando a salmoura compreende um sal de haleto, a adequabilidade da salmoura compreende de em torno de 1 lb (0,454 kg) de sal de cloreto de sódio ou potássio ou menos por barril de água a em torno de 2300,7 kg/m3 (19,2 lb/gal) de ZnBr2/CaBr2/CaCl2 de matéria-prima líquida, preferencialmente os pesos específicos de salmoura variam de em torno de 1198,3 kg/m3 (10 lb/gal) a em torno de 1797,4 kg/m3 (15 lb/gal) de solução de sal de haleto de combinação. Quando a salmoura é um sal de formato, a adequabilidade da salmoura compreende de em torno de 1545,8 kg/m3 (12,9 lb/gal) de formato de potássio de matéria-prima líquida ou uma combinação de formato de potássio de 1545,8 kg/m3 (12,9 lb/gal) combinado com 2288,7 kg/m3 (19,1 lb/gal) de césio de matéria-prima líquida para a produção de um peso específico de salmoura máximo final de em torno de 2276,7 kg/m3 (19,0 lb/gal) ou menos.
[047] Várias quantidades de óleo e salmoura podem ser usadas, desde que uma emulsão inversa (água em óleo de salmoura) seja criada e a reologia do fluido seja adequada para o uso pretendido. Para enchimento com cascalho, as emulsões inversas produzidas usando-se salmouras tendo um peso específico de 1390 kg/m3 (11,6 lb/gal) ou menos preferencialmente têm uma relação de óleo para salmoura de 45/55 ou mais. Quando a salmoura tem um peso específico maior do que 1390 kg/m3 (11,6 lb/gal), tipicamente brometo de cálcio e brometo de zinco, a relação de óleo para salmoura preferencialmente é de 50/50 ou mais.
[048] O tipo de salmoura usado depende do peso específico desejado do fluido de emulsão inversa. Cada tipo de salmoura pode ser usado para a formulação de fluidos cujos pesos específicos variam do peso específico do óleo de base para um valor máximo admissível, dependendo da relação de óleo/salmoura e da escolha de óleo de base. O uso de um óleo de base de peso específico mais alto permite uma faixa mais alta de peso específico de fluido admissíveis para cada tipo de salmoura. Os limites de peso específico superiores podem ser determinados pelo cálculo de uma média de peso específico ponderada entre as fases de óleo e salmoura pela reação de óleo para salmoura. A temperatura de cristalização verdadeira (TCT) de salmoura compondo a fase interna para uso em águas profundas preferencialmente está abaixo de -1,11 °C (30 °F).
[049] A emulsão é tornada estável com um emulsificante adequado. Os emulsificantes adequados geralmente são mais solúveis em água, tendo um HLB a partir de 3 a 8, preferencialmente de 3 a 6. Os emulsificantes adequados geralmente compreendem nitrogênio e incluem, mas não estão necessariamente limitados a amidos e imidazolinas, incluindo, mas não necessariamente limitado a amidas de poliolefina, alquenoamidas e imidazolinas. Uma imidazolina mais preferida comercialmente disponível é CARBO-MUL™, a qual está comercialmente disponível a partir da Baker Hughes Drilling Fluids.
[050] A quantidade de emulsificante é suficiente para a formação de uma emulsão estável. Uma emulsão estável geralmente é produzida usando-se a partir de em torno de 1,43 kg/m3 (0,5 gal/bbl) a em torno de 5,7 kg/m3 (2,0 gal/bbl) de emulsificante, com base no volume total de emulsão inversa a ser produzido. O emulsificante tipicamente compreende a partir de em torno de 50 a em torno de 70% em peso, preferencialmente em torno de 60% em peso de um ingrediente ativo em uma base adequada. Uma base adequada inclui, mas não está necessariamente limitada a um óleo mineral, e pode incluir um estabilizante, tal como álcool.
[051] O fluido de emulsão inversa compreende uma quantidade de agente de umedecimento suficiente para tornar o cascalho úmido em óleo.
[052] Foi descoberto que meramente misturar um emulsificante com óleo (fase externa) e salmoura durante uma preparação de uma emulsão inversa estável não produz um fluido que é efetivo para mudança da capacidade de umedecimento do cascalho em óleo úmido. Como resultado, a emulsão inversa produz um enchimento com cascalho relativamente solto. De modo a se garantir que o agente de umedecimento esteja presente na fase externa da emulsão inversa e disponível para mudança da capacidade de umedecimento do cascalho em óleo úmido, o agente de umedecimento adicionado ao fluido de emulsão inversa estável é pelo menos efetivo para criar uma “carga” inicial de cascalho a ser preenchida a úmido em óleo. Um agente de umedecimento adicional preferencialmente é injetado no fluido carreador de enchimento com cascalho inverso (“IGPCF”) juntamente com cascalho adicional em uma quantidade efetiva para tornar o cascalho adicional úmido em óleo.
[053] Os ingredientes ativos em agentes de umedecimento adequados são agentes de umedecimento relativamente fortes os quais não são solúveis em água. Os agentes de umedecimento adequados têm um HLB de em torno de 4 ou menos, preferencialmente de 3 ou menos. Os exemplos de ingredientes ativos fortes para o agente de umedecimento incluem, mas não estão necessariamente limitados a em sulfonato de dodecilbenzeno, sais de cálcio de ácidos graxos, triésteres de glicerol, estéreis de sorbitano, lecitina, álcoois graxos, e combinações dos mesmos. Os ingredientes ativos de agente de umedecimento preferidos são alcenoaminas de amida de poliolefina. Uma alquenoamina de amida de poliolefina preferida comercialmente disponível é BIO-COTE™, a qual está comercialmente disponível a partir da Baker Hughes Drilling Fluids.
[054] O agente de umedecimento também compreende uma base de óleo a qual é solúvel na fase externa da emulsão inversa. As bases de óleo adequadas para o agente de umedecimento incluem, mas não estão necessariamente limitadas a n-parafinas, óleo mineral, olefinas e combinações dos mesmos. Em uma modalidade preferida, em que o ingrediente ativo é alcenoamina de amida de poliolefina, a base de óleo é uma olefina.
[055] Uma quantidade suficiente de agente de umedecimento é adicionada à emulsão inversa estável para a provisão de uma concentração de em torno de 2,9 litros/m3 (1/8 gal/bbl) ou mais do ingrediente ativo no fluido de emulsão inversa. Quando o agente de umedecimento é BIOCOTE™, a partir de em torno de 5,9 litros/m3 (0,25 gal/bbl) a em torno de 23,8 litros/m3 (1,0 gal/bbl) ou mais de BIOCOTE™ são adicionados à emulsão estável, com base no volume da emulsão estável. Em uma modalidade mais preferida, a emulsão estável é enviada para o local de sonda e, após preparações de enchimento com cascalho serem completadas, de em torno de 5,9 litros/m3 (0,25 gal/bbl) a em torno de 23,8 litros/m3 (1,0 gal/bbl) de BIO-COTE™ são adicionados à emulsão inversa estável, para a produção do fluido de enchimento com cascalho de emulsão inversa, o qual então é circulado poço abaixo para o estabelecimento da vazão anular requerida para enchimento com cascalho do furo de poço. As vazões anulares adequadas geralmente são de em torno de 92,44 m/min (300 ft/min) ou mais, preferencialmente de em torno de 92,44 m/min (300 ft/min).
[056] Em uma modalidade preferida, o cascalho adicional é infundido de forma substancialmente contínua no furo de poço juntamente com um agente de umedecimento adicional, preferencialmente uma solução de alcenoamina de amida de poliolefina, mais preferencialmente BIO-COTE™. Em uma modalidade preferida, a quantidade de agente de umedecimento infundida no fluido de circulação faz com que o fluido obtenha e mantenha um comportamento reológico aproximadamente newtoniano. Isto geralmente requer a infusão de forma substancialmente contínua de em torno de 5,95 litros/m3 de agente de umedecimento ou mais, ou 0,25 galões de agente de umedecimento por barril ou mais, de fluido de enchimento com cascalho de emulsão inversa durante operações de enchimento com cascalho.
[057] “IGPCF viscoso” se refere a IGPCF os quais são formulados com agentes de aumento de viscosidade com a intenção de obtenção de uma reologia não newtoniana. Diferentemente dos IGPCFs quase newtonianos sem sólidos (descritos acima), os IGPCFs viscosos têm uma taxa lenta de deposição de cascalho e enchimento devido a um umedecimento com óleo incompleto ou parcial das partículas de cascalho. Assim, a taxa de deposição de cascalho de um fluido viscoso pode ser melhorada pela formulação de uma emulsão estável e pela adição de um agente de umedecimento de óleo. A taxa de deposição não será afetada tão dramaticamente como nos fluidos carreadores quase newtonianos; contudo, a taxa de deposição e a firmeza do enchimento final podem ser substancialmente melhoradas pela adição do agente de umedecimento com óleo à emulsão estável.
[058] Em uma modalidade preferida para a produção da emulsão inversa estável, de em torno de 0,4 a em torno de 0,7 barris de óleo (de em torno de 63,59 a em torno de 111,29 l) (fase externa), preferencialmente n-parafina, são misturados com de em torno de 11,89 litros/m3 (0,5 gal/bbl) a em torno de 47,55 litros/m3 (2,0 gal/bbl) de CARBO-MUL (com base no volume de emulsão inversa estável produzido), para a produção de uma mistura de óleo/emulsificante. A quantidade de óleo (fase externa) varia inversamente com o peso específico do óleo. A partir de em torno de 4,755 litros/m3 (0,2 gal/bbl) a em torno de 14,26 litros/m3 (0,6 gal/bbl) de salmoura são misturados com a mistura de óleo/emulsificante, com base no volume total da mistura de óleo/emulsificante, produzindo uma emulsão inversa estável. Nesta junção no processo de mistura, uma emulsão inversa estável é formada. Após isso, a partir de em torno de 5,9 litros/m3 (0,25 gal/bbl) a em torno de 23,8 litros/m3 (1,0 gal/bbl) de agente de umedecimento são adicionados, preferencialmente BIO-COTE™, com base no volume total da emulsão inversa estável.
[059] Os fluidos de emulsão inversa contatarão a lama de perfuração ou o fluido de perfuração usado no poço e o(s) óleo(s) usado(s) para a produção da emulsão preferencialmente são compatíveis com o óleo ou sintéticos na lama de perfuração. Os melhores resultados são obtidos quando as emulsões são usadas em enchimento com cascalho em que o cascalho está sendo continuamente depositado durante a operação de enchimento.
[060] A aplicação será mais bem compreendida por uma referência aos exemplos, os quais são ilustrativos apenas e não devem ser construídos como limitantes.
[061] De modo a preparar um IGPCF para testes em escala de laboratório, as recomendações a seguir foram usadas. Um barril (119,24 litros) de laboratório de fluido de uma vez foi preparado usando-se um multimisturador. Os produtos requeridos (óleo de base, emulsificante, agente de umedecimento, salmoura, etc.) foram misturados em um copo de mistura e o copo de mistura foi posto no misturador e agitado. O emulsificante foi adicionado e um cronômetro foi iniciado para a medição do tempo de mistura. Após um minuto, a salmoura foi lentamente adicionada. Uma vez que toda a salmoura fora adicionada na mistura de óleo/emulsificante, o agente de umedecimento foi adicionado e a mistura resultante foi misturada por 60 minutos. Após a mistura, o IGPCF foi testado para se determinarem suas propriedades reológicas usando-se um viscosímetro FANN 35 e para a determinação da estabilidade elétrica usando-se um medidor de estabilidade elétrica.
[062] De modo a se avaliar a estabilidade térmica por períodos de tempo estendidos, uma amostra de fluido foi posta em uma célula de envelhecimento de aço inoxidável em um revestimento de Teflon e pressurizada com nitrogênio para uma pressão apropriada para a temperatura de interesse. A célula então foi posta em um forno à temperatura escolhida pela quantidade desejada de tempo. Após a remoção da célula do forno e deixá-la resfriar, o óleo livre foi removido do topo da amostra e medido. O fluido remanescente então foi vazado cuidadosamente a partir do revestimento até aproximadamente uma polegada (2,54 cm) de fluido permanecer. Usando-se uma sonda de estabilidade elétrica (ES), a ES foi medida para a camada de fundo de fluido para se discernir a presença de salmoura livre. Uma medição de ES anormalmente baixa no fundo do revestimento foi um indicador confiável de que a separação da salmoura ocorreu.
[063] As simulações descritas em alguns dos exemplos a seguir foram realizadas em um Simulador de Enchimento com Cascalho Horizontal da Baker Oil Tools localizado no Baker Hughes Technology Center em Houston, Texas. O aparelho pode ser configurado para se estender por até 182,9 metros (600 ft). Para as finalidades das simulações, um comprimento de simulador de aproximadamente 60,96 metros (200 ft) foi usado. A Figura 1 ilustra a configuração de teste real. Capacidades de Simulador de Enchimento com Cascalho Horizontal • Pressão - 21 - de trabalho de 4809 kPa (700 psi) , limite de pressão máxima de 10.306 kPa (1500 psi). • Bombas (não mostradas) - 350 hhp triplex, 0,78 m3/m (6,5 bpm) máx. de taxa, 68.707 kPa (10.000 psi) máx. de pressão. • Infusor de cascalho (não mostrado) - Infusor padrão de 4” (10,16 cm), 272,16 kg/min (600 lb/min) de taxa máxima de alimentação de areia. • Capacidades de aquisição de dados completas (não mostradas). Dimensões de Simulador de G.P. • Furo de poço principal (10) - 16,83 cm (6 5/8 in), 384,44 kg/m3 (24 lb/ft2) de revestimento, 15,04 cm (5,921 in) de ID. • Básico (12) - 4,22 m (10 ft) de 10,16 (4 in), 152,18 kg/m3 (9,5 lb/ft3), 9,01 cm (3,548 in) de ID. • Tela (14) - 54,864 m (180 ft) de 10,16 (4 in), BSW [11,3 cm (4,45 in de OD), 9,01 cm (3,548 in) de ID]. • Tubo de lavagem (16) - 7,30 cm (2,875 in) de OD, 6,2 cm (2,441 in) de ID. • Janelas de observação (18a a 18f) - 20,32 cm (8 in) de OD, 15,24 cm (6 in) de ID.
[064] O IGPCF a 1174,3 kg/m3 (9,8 lb/gal) foi preparado e circulado através de um regulador (não mostrado) para aquecimento do fluido para 48,89°C (120°F).
[065] O aparelho de teste foi preenchido com o fluido IGPCF e circulado através de um regulador (não mostrado) para aquecimento do fluido para 48,89°C (120°F), antes do começo do teste de simulação de enchimento com cascalho. As propriedades de fluido foram obtidas.
[066] O Sistema de Aquisição de Dados Hughes Baker foi calibrado e a válvula de alívio na bomba foi regulada para 4.826 kPa (700 psi).
[067] O fluido foi circulado na taxa de teste fazendo- se retornos através do tubo de lavagem 16.
[068] Cascalho a 20/40 foi infundido e a suspensão de cascalho foi circulada na taxa de teste.
[069] O mecanismo de enchimento foi observado e a altura de duna marcada em cada janela (18a a 18f).
[070] As propriedades de fluido foram obtidas imediatamente após o teste de simulação de enchimento com cascalho.
[071] Um IGPCF tendo a composição e as propriedades a seguir foi usado em uma série de testes nos Exemplos 1 a 3:
* LVT-200 é um óleo mineral, comercialmente disponível a partir da Conoco Phillips. ** EXP-178 é uma alcenoamina de amida de poliolefina, comercialmente disponível a partir da Baker Hughes Drilling Fluids.
[072] A amostra N° 1 foi tomada imediatamente antes de a simulação ter sido rodada. As propriedades de fluido são consistentes com aquelas medidas previamente. A amostra N° 2 foi tomada imediatamente após as bombas terem parado após o enchimento ser realizado. Estas propriedades são idênticas àquelas da N° 1.
[073] Os procedimentos de simulação destacados acima foram seguidos para o IGPCF (Fluido 1 na Tabela precedente) a 0,397 m3/min (2,5 bbl/min) e 59,9 kg/m3 (0,5 lb/gal adicionado). Uma onda alfa e uma onda beta distintas foram observadas. Sem uma perda de fluido, uma altura de duna era esperada (veja as Fig. 1b e 1c, discutidas abaixo). Contudo, a altura de duna observada na janela N° 5 foi muito mais alta do que a altura de duna em janelas prévias. Um enchimento completo para o fundo do tubo de lavagem foi obtido. O enchimento pareceu ser mais solto do que o enchimento realizado com água como o fluido carreador (veja o Exemplo 3). Os dados registrados durante os testes foram tomados através de aquisição eletrônica de dados e manualmente. As alturas de duna foram medidas pela marcação da altura de equilíbrio em ambos os lados de cada janela. A Tabela 3 mostra os resultados destas medições. Tabela 3 - Relação Medida de Duna/Furo de Teste 1 IGPCF, 0,397 m3/min (2,5 bpm), 59,9 kg/m3 (0,5 lb/gal adicionado), 100% de retorno de fluido.
[074] Os dados de aquisição incluíam o seguinte: 1) Tempo decorrido 2) Pressão de transdutor 1 3) Pressão de transdutor 2 4) Pressão de transdutor 3 5) Pressão de transdutor 4 6) Taxa de entrada, bpm (1 bpm = 0,1589 m3/min) 7) Taxa de retorno, bpm (1 bpm = 0,1589 m3/min) 8) Taxa de areia, lb/min (1 lb/min = 0,454 kg/min) 9) Relação de mistura, ppa (1 lb/gal = 119,8 kg/m3) 10) Areia total lb (1 lb = 0,454 kg) 11) Suspensão total, bbl (1 bbl = 119,24 litros)
[075] A Figura 1a ilustra os dados de pressão, taxa e relação de mistura de cascalho para o Exemplo 1.
[076] A pressão esperada e a relação de duna / furo foram estimadas usando-se o ID do tubo de base ou básico (12, na Fig. 1) como o ID de tela e a rugosidade de tubo de 0,0254 cm (0,01 in). O que vem a seguir foram as hipóteses: Centralizado: falso Relação de Retorno de Fluido = 1 Ângulo de Furo Máximo, graus = 90 Diâmetro de Furo = 15,24 cm (6 in) O.D. de Tela = 11,43 cm (4,5 in) OD de Tubo de Lavagem = 7,3 cm (2,875 in) Rugosidade de Tubo = 0,0254 cm (0,01 in) Viscosidade de Fluido, 0,014 Pa.s (cP = 14) Peso específico de Fluido = 1,17 g/cm3 (9,75 ppg) Relação de Mistura, lb/gal adicionado (ou ppa) = 59,9 kg/m3 (0,5 lb/gal adicionado) Diâmetro de Cascalho = 0,0635 cm (0,025 in)
[077] A Figura 1b mostra a pressão estimada e a relação de duna/furo como uma função da taxa para o teste de enchimento com cascalho horizontal 1. A 0,397 m3/min (2,5 bpm), a relação de duna/furo estimada foi de 0,625, e a pressão de entrada foi de em torno de 289,58 kPa (42 psi) no final da onda alfa e de 1.034 kPa (150 psi) quando a onda beta atingiu o topo da tela.
[078] A pressão e a relação de duna/furo também foram estimadas com base nas hipóteses a seguir: Centralizado: falso Relação de Retorno de Fluido = 1 Ângulo de Furo Máximo, graus = 90 Diâmetro de Furo = 15,24 cm (6 in) O.D. de Tela = 11,43 cm (4,5 in), 9,49 cm (3,735 in) OD de Tubo de Lavagem = 7,3 cm (2,875 in) Rugosidade de Tubo = 0,1524 cm (0,06 in) Viscosidade de Fluido, 0,014 Pa.s (cP = 14) Peso específico de Fluido = 1,17 g/cm3 (9,75 ppg) Relação de Mistura = 59,9 kg/m3 (0,5 lb/gal adicionado ou ppa) Diâmetro de Cascalho = 0,0635 cm (0,025 in)
[079] A Figura 1c mostra a pressão estimada e a relação de duna/furo como uma função da taxa para o teste de enchimento com cascalho horizontal 1. A 0,397 m3/min (2,5 bpm), a relação de duna/furo estimada foi de 0,725, e a pressão de entrada foi de em torno de 496,4 kPa (72 psi) no final da onda alfa e de 1.013,5 kPa (147 psi) quando a onda beta atingiu o topo da tela, usando-se a rugosidade aparente de tubo de 0,1524 cm (0,06 in).
[080] Os procedimentos acima foram seguidos usando-se IGPCF (Fluido 2, a partir do Exemplo 1) a 0,556 m3/min (3,5 bbl/min) e 179,7 kg/m3 (1,5 lb/gal adicionado). Ondas alfa e ondas beta distintas foram observads. Nesta taxa de teste e na relação de mistura, uma altura de duna menor do que a altura de duna no Exemplo 1 foi obserrvada nas três primeiras janelas, conforme esperado. Contudo, a altura de duna observada na janela N° 4 foi muito mais alta do que a altura de duna nas janelas prévias. O enchimento foi parado acima da janela N° 6. Houve um vazio na janela N° 3 e o enchimento não foi tão firme quanto com o fluido carreador com água (veja o Exemplo 3).
[081] A Figura 2a ilustra os dados de pressão, taxa e relação de mistura de cascalho para o Exemplo 2.
[082] A pressão esperada e a relação de duna/furo foram estimadas usando-se o ID do tubo de base e a rugosidade de tubo de 0,0254 cm (0,01 in). Os dados registrados durante os testes foram tomados através de aquisição eletrônica de dados e manualmente. As alturas de duna foram medidas pela marcação da altura de equilíbrio em ambos os lados de cada janela. A Tabela 4 mostra os resultados destas medições. Tabela 4 - Relação Medida de Duna / Furo de Teste 2 IGPCF, 0,556 m3/min (3,5 bbl/min) e 179,7 kg/m3 (1,5 lb/gal adicionado), 100% de retorno de fluido
[083] O que vem a seguir foram as hipóteses, em que a rugosidade de tubo estimada foi de 0,0254 cm (0,01 in): Centralizado: falso Relação de Retorno de Fluido = 1 Ângulo de Furo Máximo, graus = 90 Diâmetro de Furo = 15,24 cm (6 in) O.D. de Tela = 11,43 cm (4,5 in) OD de Tubo de Lavagem = 7,3 cm (2,875 in) Rugosidade de Tubo = 0,0254 cm (0,01 in) Viscosidade de Fluido, 0,0155 Pa.s (cP = 15,5) Peso específico de Fluido = 1,17 g/cm3 (9,75 ppg) Relação de Mistura = 179,7 kg/m3 (1,5 lb/gal adicionado ou ppa) Diâmetro de Cascalho = 0,0635 cm (0,025 in)
[084] A Figura 2b mostra a pressão estimada e a relação de duna/furo como uma função da taxa para o teste de enchimento com cascalho horizontal 2. A 0,556 m3/min (3,5 bpm), a relação de duna/furo estimada foi de 0,52, e a pressão de entrada foi de em torno de 552 kPa (80 psi) no final da onda alfa e de 1.965 kPa (285 psi) quando a onda beta atingiu o topo da tela.
[085] A Figura 2c mostra a pressão estimada e a relação de duna / furo como uma função da taxa para o teste de enchimento com cascalho horizontal 2, usando-se a rugosidade aparente de tubo de 0,1524 cm (0,06 in). O que vem a seguir foram as hipóteses: Centralizado: falso Relação de Retorno de Fluido = 1 Ângulo de Furo Máximo, graus = 90 Diâmetro de Furo = 15,24 cm (6 in) O.D. de Tela = 11,43 cm (4,5 in), 9,49 cm (3,735 in) OD de Tubo de Lavagem = 7,3 cm (2,875 in) Rugosidade de Tubo = 0,1524 cm (0,06 in) Viscosidade de Fluido, 0,0155 Pa.s (cP = 15,5) Peso específico de Fluido = 1,17 g/cm3 (9,75 ppg) Relação de Mistura = 1,79,7 kg/m3 (1,5 lb/gal adicionado ou ppa) Diâmetro de Cascalho = 0,0635 cm (0,025 in)
[086] A 0,556 m3/min (3,5 bbl/min), a relação de duna/furo estimada foi de 0,568, e a pressão de entrada foi de em torno de 1.034 kPa (134 psi) no final da onda alfa e de 1.924 kPa (279 psi) quando a onda beta atingiu o topo da tela, usando-se a rugosidade aparente de tubo de 0,1524 cm (0,06 in).
[087] O teste foi repetido usando-se água a 0,556 m3/min (3,5 bbl/min) e 179,7 kg/m3 (1,5 lb/gal adicionado). Ondas alfa e ondas beta distintas foram observads. Alturas de duna similares foram observadas em todas as janelas. Um enchimento firme completo foi obtido. Tabela 5 - Relação Medida de Duna / Furo de Teste 3 Água, 0,556 m3/min (3,5 bbl/min) e 179,7 kg/m3 (1,5 lb/gal adicionado), 100% de retorno de fluido
[088] A Figura 3a ilustra os dados de pressão, taxa e relação de mistura de cascalho para o Exemplo 3.
[089] A pressão e a relação de duna/furo também foram estimadas usando-se o ID de tubo de base como o ID de tela e a rugosidade de tubo de 0,1524 cm (0,06 in). O que vem a seguir foram as hipóteses: Centralizado: falso Relação de Retorno de Fluido = 1 Ângulo de Furo Máximo, graus = 90 Diâmetro de Furo = 15,24 cm (6 in) O.D. de Tela = 11,43 cm (4,5 in), 9,49 cm (3,735 in) OD de Tubo de Lavagem = 7,3 cm (2,875 in) Rugosidade de Tubo = 0,1524 cm (0,06 in) Viscosidade de Fluido, 0,014 Pa.s (cP = 14) Peso específico de Fluido = 1,17 g/cm3 (9,75 ppg) Relação de Mistura = 179,7 kg/m3 (1,5 lb/gal adicionado ou ppa) Diâmetro de Cascalho = 0,0635 cm (0,025 in)
[090] A Figura 3b mostra a pressão estimada e a relação de duna/furo como uma função da taxa para o teste de enchimento com cascalho horizontal 3. A 0,556 m3/min (3,5 bbl/min), a relação de duna/furo estimada foi de em torno de 0,703, e a pressão de entrada foi de em torno de 434 kPa (63 psi) no final da onda alfa e de 1.448 kPa (210 psi) quando a onda beta atingiu o topo da tela.
[091] A Figura 3c mostra a pressão estimada e a relação de duna/furo como uma função da taxa para o teste de enchimento com cascalho horizontal 3. O que vem a seguir foram as hipóteses: Centralizado: falso Relação de Retorno de Fluido = 1 Ângulo de Furo Máximo, graus = 90 Diâmetro de Furo = 15,24 cm (6 in) O.D. de Tela = 11,43 cm (4,5 in), 9,49 cm (3,735 in) OD de Tubo de Lavagem = 7,3 cm (2,875 in) Rugosidade de Tubo = 0,0254 cm (0,01 in) Viscosidade de Fluido, 0,001 Pa.s (cP = 1) Peso específico de Fluido = 1 g/cm3 (8,345 ppg) Relação de Mistura = 179,7 kg/m3 (1,5 lb/gal adicionado) Diâmetro de Cascalho = 0,0635 cm (0,025 in)
[092] A 0,556 m3/min (3,5 bbl/min), a relação de duna/furo estimada foi de 0,757, e a pressão de entrada foi de em torno de 627 kPa (91 psi) no final da onda alfa e de 1.186 kPa (172 psi) quando a onda beta atingiu o topo da tela, usando-se a rugosidade aparente de tubo de 0,0762 cm (0,03 in).
[093] Com base nos exemplos 1 a 3, o fluido IGPCF se comportou como uma salmoura de alta viscosidade. Ondas alfa e beta distintas foram observadas no Exemplo 1 e no Exemplo 2. O enchimento com areia realizado com o fluido IGPCF não foi tão firme quanto o enchimento realizado com água como o fluido carreador.
[094] Conforme esperado, a altura de duna estabilizada no Exemplo 2 foi mais baixa do que a altura de duna estabilizada no Exemplo 1. O aumento súbito na altura de duna acima da duna estabilizada em ambos os testes realizados com fluido IGPCF podem implicar em uma obstrução ou uma tela tamponada no simulador de GP. O teste realizado com água como o fluido carreador a 0,556 m3/min (3,5 bbl/min) e 179,7 kg/m3 (1,5 lb/gal adicionado) areia 20/40 e 100% de retorno de fluido produziu uma altura de duna similar em todas as janelas que foi mais alta do que a altura de duna estabilizada formada com o fluido IGPCF. O uso de ID de tela efetivo como ID de tela ao invés do ID de tubo de base resultou em uma concordância maior entre os dados medidos e os dados estimados, mas a rugosidade de tubo aparente para combinação de ambas a pressão alfa e a pressão beta foi muito mais alta do que o valor típico de 0,01524 cm (0,006 in) a 0,0254 cm (0,01 in) [em torno de 0,01524 cm (0,006 in) no teste 1 e no teste 2, e 0,0762 cm (0,03 in) no teste 3].
[095] Quando se usou o ID de tubo de base como a ID de tela, as alturas de duna estabilizadas medidas foram mais altas do que os valores estimados: 2,4% mais alta no teste 1 e 7,7% mais alta no teste 2. Quando se usa o ID de tela efetivo como o ID de tela, as alturas de duna medidas foram menores do que os valores estimados: 11,7% mais baixa no teste 1 e 1,4% mais baixa no teste 2. Quando se usou o ID de tubo de base como o ID de tela, e uma rugosidade de tubo de 0,0254 cm (0,01 in), as pressões beta medidas foram em 5% dos valores estimados. As pressões alfa medidas foram muito mais altas do que os valores estimados em ambos os testes, 55% mais alta no teste 1 e 69% mais alta no teste 2. Isto pode indicar um tamponamento severo de tela no fundo. Quando se usa o ID de tela efetivo como o ID de tela, e uma rugosidade de tubo de 0,0254 cm (0,01 in), as pressões beta medidas foram em 5% dos valores estimados. A pressão alfa medida foi em torno de 10% mais baixa do que o valor estimado no teste 1 e foi em torno de 1% mais alta do que o valor estimado no teste 2.
[096] Para se garantir que os valores observados foram devido a uma obstrução ou uma tela tamponada no simulador de GP, um teste de comparação com água como o fluido carreador usando-se o mesmo aparelho de teste foi recomendado. Um teste que foi realizado com água como um fluido carreador com um parâmetro de bombeamento similar ao do Exemplo 2: 0,556 m3/min (3,5 bbl/min) e 0179,7 kg/m3 (1,5 lb/gal adicionado), areia 20/40 e 100% de retorno de fluido proveu os resultados a seguir: uma relação de duna / furo estabilizada medida de em torno de 0,79 foi observada em todas as janelas e a pressão alfa foi de em torno de 593 kPa (86 psi) e a pressão beta foi de em torno de 1.248 kPa (180 psi) [taxa de queda para 0,525 m3/min (3,3 bbl/min)].
[097] As hipóteses a seguir foram feitas na estimativa da relação de duna / furo: Centralizado: falso Relação de Retorno de Fluido = 1 Ângulo de Furo Máximo, graus = 90 Diâmetro de Furo = 15,24 cm (6 in) O.D. de Tela = 11,43 cm (4,5 in), 9,49 cm (3,735 in) OD de Tubo de Lavagem = 7,3 cm (2,875 in) Rugosidade de Tubo = 0,0762 cm (0,03 in) Viscosidade de Fluido, 0,001 Pa.s (cP = 1) Peso específico de Fluido = 1 g/cm3 (8,345 ppg) Relação de Mistura = 179,7 kg/m3 (1,5 lb/gal adicionado) Diâmetro de Cascalho = 0,0635 cm (0,025 in)
[098] A Figura 4 mostra a pressão estimada e a relação de duna/furo como uma função da taxa. A relação estimada de duna/furo foi de em torno de 0,703, quando se usou o ID de tubo de base como o ID de tela, e foi de em torno de 0,757 quando se usou o ID de tela efetivo como o ID de tela. As pressões alfa e beta estimadas foram de 434 kPa (63 psi) e 1.448 kPa (210 psi) usando-se o ID de tubo de base como o ID de tela e a rugosidade de tubo de 0,0254 cm (0,01 in). As pressões alfa e beta estimadas foram de 627 kPa (91 psi) e 1.172 kPa (170 psi) usando-se o ID de tela efetivo como o ID de tela e a rugosidade de tubo de 0,0762 cm (0,03 in).
[099] A Figura 5 mostra os dados medidos e os dados estimados usando-se ambos o ID de tubo de base e o ID de tela efetivo como o ID de tela. Embora a tela fosse centralizada, os dados estimados mostraram que ela se comportou como a tela não centralizada. Os dados estimados mostrados na Figura 5 usaram a opção de tela não centralizada.
[0100] As relações de duna/furo medidas foram valores estabilizados nas janelas 3-4 para o teste 1 e nas janelas 2 e 3 para o teste 2. Sem uma perda de fluido e se a tela não estivesse tamponada, seria esperado que a altura de duna fosse a mesma em todas as janelas. No teste 1, a relação de duna/altura medida na janela N° 5 saltou para mais de 0,9, se comparado com 0,64 na janela N° 4. No teste 1, a relação de duna/altura medida na janela N° 4 saltou para 0,9, se comparado com 0,56 na janela N° 3. Estes aumentos anormais implicaram em uma obstrução no sistema ou que o fundo da tela estava tamponado.
[0101] Quando se usou o ID de tubo de base como o ID de tela [e uma rugosidade de tubo de 0,0254 cm (0,01 in)], as alturas de duna estabilizadas medidas foram mais altas do que os valores estimados: 2,4% mais alta no teste 1, 7,7% mais alta no teste 2 e 12,4% mais alta no teste 3.
[0102] As pressões alfa medidas foram muito mais altas do que os valores estimados em todos os testes, 55% mais alta no teste 1, 69% mais alta no teste 2 e 35% mais alta no teste 3. As pressões beta medidas foram em 5% dos valores estimados. Pressões alfa altas com pressões beta normais podem indicar que o fundo da tela estava tamponado. No teste 2, a areia se acumulou acima da janela N° 6. Isto também implicou que o fundo da tela estava tamponado.
[0103] Quando se usou o ID de tela efetivo como o ID de tela (e uma rugosidade de tubo para combinar as pressões), as alturas de duna medidas foram menores do que os valores estimados para os testes de fluido IGPCF: 11,7% mais baixa no teste 1 e 1,4% mais baixa no teste 2. Para o teste com água, a altura de duna medida foi 4,4% mais alta do que o valor estimado.
[0104] A combinação da pressão alfa e da pressão beta com as pressões medidas resultou na rugosidade de tubo aparente de em torno de 0,1524 cm (0,06 in) para os testes de IGPCF 1 e 2 e de em torno de 0,0762 cm (0,03 in) para o teste com água 3. Um valor de rugosidade acima de 0,0254 cm (0,01 in) foi considerado anormalmente alto.
[0105] Foi decidido que os resultados precedentes podem ser devido a um umedecimento ineficaz do cascalho.
[0106] Um umedecimento foi avaliado pela mistura de 12 gramas de areia de enchimento 20/40 com 15 ml de emulsão inversa sem sólidos de 1258,2 kg/m3 (10,5 lb/gal) (veja a fórmula no Exemplo 7). Comparações de linha de base foram preparadas usando-se n-parafina e água. A mistura de areia / fluido então foi agitada fortemente (misturada) e foi deixado que a areia se depositasse. Finalmente, as alturas da areia depositada foram comparadas com o frasco contendo a areia seca. Uma altura de areia muito similar foi observada nas 4 amostras após a separação total da areia e dos líquidos.
[0107] A deposição de areia foi avaliada conforme se segue. A temperatura do gel foi medida e registrada. Uma seringa foi usada para a transferência de 516,4 cm3 de gel para uma garrafa de polietileno. 376,7 cm3 de cascalho seco de 420 a 250 mícrons (malha 40 a 60) foram postos em um cilindro graduado, batendo-se levemente no cilindro periodicamente para permitir que o cascalho se depositasse completamente. O cascalho do cilindro então foi derramado na garrafa de polietileno contendo a emulsão inversa ou o controle. A garrafa foi tamponada e agitada vigorosamente até que o cascalho estivesse uniformemente disperso no carreador. A suspensão foi vazada no cilindro graduado até a marca de 500 cm3. O cilindro graduado foi colocado em uma superfície nivelada à temperatura ambiente e as graduações de fluido homogêneo foram medias a 10, 20 e 30 minutos. Cada graduação foi um por cento do volume de cilindro total. O número de graduações de fluido homogêneo por 30 minutos de tempo decorrido foi medido para a obtenção da deposição de areia em deposição percentual por 30 minutos. A análise foi realizada à temperatura ambiente, a 15,56°C (60°F) e 32,22°C (90°F) para o estabelecimento de valores de base para o sistema de gel. Os valores de base foram estabelecidos usando-se um cascalho de 420 a 250 mícrons (de malha de 40 a 60).
[0108] Os resultados são mostrados na Fig. 6. Em n- parafina, a separação total da areia e do fluido carreador de emulsão inversa foi atingida após em torno de 100 segundos, atingindo a altura de areia inicial de 25 ml.
[0109] Um estudo foi realizado para se determinar se fluidos carreadores de enchimento com cascalho de emulsão inversa sem sólidos preparados com um fluido de base de parafina se adéquam às exigências para um fluido carreador de enchimento com cascalho. Três emulsões inversas sem sólidos foram formuladas e avaliadas para se determinar: a. As propriedades reológicas em três pesos específicos: 1138,4, 1198,3 e 1258,2 kg/m3 (9,5, 10 e 10,5 lb/gal). b. A estabilidade de emulsão de longa duração a 93 °C (200 °F) . A meta é ter um fluido que não se separe após 8 horas no campo. Os testes incluíram até 48 horas de testes estáticos. c. As propriedades reológicas do fluido carreador de 1258,2 kg/m3 (10,5 lb/gal) contaminado com 3% de sólidos de gravidade baixa. d. A compatibilidade do fluido carreador de 1258,2 kg/m3 (10,5 lb/gal) com o fluido de perfuração condicionado de 1258,2 kg/m3 (10,5 lb/gal). e. As características de umedecimento do fluido carreador inverso a 1258,2 kg/m3 (10,5 lb/gal) com areia de enchimento 20/40. f. A invasão de filtrado após um deslocamento para inversão sem sólidos. i. a quantidade de invasão de filtração após um deslocamento para inversão sem sólidos. ii. se a filtração sem sólidos está danificando o arenito. g. A compatibilidade do filtrado de fluidos carreadores de enchimento com cascalho com fluidos de formação.
[0110] Os fluidos de emulsão inversa sem sólidos foram formulados com pesos específicos entre 1138,4 e 1258,2 kg/m3 (9,5 e 10,5 lb/gal) usando-se concentrações aditivas listadas na Tabela a seguir: Tabela 6. Formulações de fluido e propriedades
* A n-parafina foi PARAFINA PURA (Brasil).
[0111] Os fluidos foram misturados e laminados a quente a 65,56 °C (150 °F) e, então, avaliados em um teste estático de 48 horas a 93,33 °C (200 °F) . As propriedades reológicas iniciais e finais medidas com o FANN 35 também são mostradas na Tabela precedente. As propriedades reológicas obtidas após uma laminação a quente não exibiram quaisquer mudanças quando as amostras foram expostas a um envelhecimento estático por 48 horas. Os resultados satisfizeram às especificações para um fluido carreador de enchimento com cascalho de emulsão inversa, listadas abaixo: • O fluido carreador exibiu um comportamento quase newtoniano com valores nulos ou quase nulos para limite de escoamento, baixa leitura de rpm e resistência de gel. • O fluido carreador permaneceu estável (sem separação de salmoura) por 48 horas durante testes estáticos.
[0112] Os resultados usando-se CARBO-MUL™ padronizado satisfizeram às especificações.
[0113] O fluido carreador de 1258,2 kg/m3 (10,5 lb/gal) do Exemplo 7 foi contaminado com REV-DUST™ a 3% [76,05 kg/m3 (27 lb/bbl)], com base no volume do fluido carreador. O REV-DUST™ é um produto perfurado simulado disponível a partir da Mil-White Company, Houston, Texas. O REV-DUST™ foi usado para a simulação da contaminação com sólidos de baixa gravidade. O fluido contaminado exibiu propriedades reológicas similares ao fluido sem sólidos. Isto indicou que a formulação sem sólidos teve um agente de umedecimento suficiente para lidar com uma contaminação de sólidos, sem alteração das propriedades reológicas. Ligeiros aumentos na viscosidade plástica e na estabilidade elétrica foram notados. Os resultados são dados na Tabela a seguir: Tabela 7. Testes de Contaminação de 1258,2 kg/m3 (10,5 lb/ gal) de emulsão inversa sem sólidos com REV-DUST™
[0114] Além disso, as propriedades reológicas foram medidas em amostras do fluido sem sólidos tendo a formulação a seguir:
[0115] Com base no volume total do fluido sem sólidos, o fluido sem sólidos foi contaminado com (1) 5% em volume e 10% em volume do fluido de perfuração altamente viscoso de 1258,2 kg/m3 (10,5 lb/gal) do Exemplo 7 e (2) 5% em volume e 10% em volume de água de formação sintética. Os resultados mostrados abaixo nas Tabelas 8 e 9 indicam que uma contaminação com 5% em volume ou 10% em volume do fluido do Exemplo 7 não afetou as propriedades reológicas do fluido carreador. Tabela 8: Testes de contaminação de emulsão inversa sem sólidos de 10,5 lb/ gal (1258,2 kg/m3) com fluido de perfuração
*CARBO-GEL™ é uma argila organofílica disponível a partir da Baker Hughes Drilling Fluids. **CARBO-MUL HT™ é um emulsificante de poliamina, disponível comercialmente a partir da Baker Hughes Drilling Fluids. ***CARBO-TEC S™ é um ácido graxo de dímero - trímero, disponível comercialmente a partir da Baker Hughes Drilling Fluids. Tabela 9: Testes de Contaminação de 1258,2 kg/m3 (10,5 lb/ gal) de emulsão inversa (“IE”) sem sólidos com água de formação 
[0116] Um teste de permeabilidade de retorno foi realizado para avaliação do impacto de invasão de filtrado da emulsão inversa sem sólidos no dano à formação. O teste foi realizado usando-se arenito 2,8 Darcy Berea e o fluido de emulsão inversa sem sólidos de 1258,2 kg/m3 (10,5 lb/gal) do Exemplo 7 a 93,33 °C (200 °F), o qual fluiu através do testemunho, porque não existia nenhum bolo de filtro. O resultado do teste mostrou uma permeabilidade inicial de 2867,2 e uma permeabilidade de retorno de 2719,8 ou um retorno de permeabilidade de 95%, não indicando nenhum dano potencial à formação de arenito (veja a Figura 7).
[0117] O IGPCF do Exemplo 7 é usado nos procedimentos do Exemplo 1. Ondas alfa e ondas beta distintas foram observadas. Alturas de duna similares foram observadas em todas as janelas. Um enchimento firme completo é obtido.
[0118] Dois IGPCFs viscosos tendo a composição e as propriedades a seguir foram preparados:
*EDC-99/DW é um mineral hidrogenado disponível a partir da Total Fina Elf.
[0119] A deposição de areia foi avaliada conforme no Exemplo 5. Os resultados são dados na Tabela a seguir e ilustrados na Fig. 6. Uma deposição substancial foi vista na amostra contendo BIO-COTE™, se comparado com a mostra sem BIO-COTE™, indicando que o BIO-COTE™ melhorou substancialmente a taxa de deposição e a firmeza do enchimento.
[0120] As pessoas de conhecimento comum na técnica reconhecerão que muitas modificações podem ser feitas no precedente, sem se desviar dali.
Claims (49)
1. Fluido de enchimento com cascalho, caracterizado pelo fato de compreender uma emulsão inversa compreendendo óleo como a fase externa, salmoura de limpeza como uma fase interna e uma quantidade de emulsificante efetiva para a produção de uma emulsão inversa estável, a fase externa do fluido de enchimento com cascalho ainda compreendendo um agente de umedecimento de cascalho, em que o emulsificante possui um HLB de 3 a 8, e em que a quantidade de agente de umedecimento é de 5,95 litros/m3 (0,25 gal/bbl) a 23,8 litros/m3 (1,0 gal/bbl), com base no volume da emulsão inversa estável.
2. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender uma concentração de 2,9 litros/m3 (1/8 gal/bbl) ou mais do ingrediente ativo do agente de umedecimento, com base no volume total do fluido de enchimento com cascalho.
3. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do emulsificante ter um HLB de 3 a 6.
4. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato do emulsificante compreender nitrogênio.
5. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato do emulsificante ser selecionado a partir do grupo que consiste em amidas e imidazolinas.
6. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato do emulsificante ser selecionado a partir do grupo que consiste em amidas de poliolefina, alquenoamidas e imidazolinas.
7. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato do emulsificante compreender imidazolina.
8. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato do fluido compreendendo a partir de 60 kg/m3 (0,5 gal/bbl) a 240 kg/m3 (2,0 gal/bbl) de emulsificante, com base no volume de emulsão inversa a ser produzido.
9. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato do emulsificante compreender uma solução que compreende a partir de 50 a 70% em peso de emulsificante, o restante compreendendo óleo à base de emulsificante.
10. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato do emulsificante compreender uma solução que compreende 60% em peso de emulsificante, o restante compreendendo óleo à base de emulsificante.
11. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato do óleo à base de emulsificante compreender óleo mineral.
12. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato do óleo à base de emulsificante ainda compreender álcool.
13. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do agente de umedecimento de cascalho ser não solúvel em água.
14. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do agente de umedecimento de cascalho ter um HLB de 4 ou menos.
15. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do agente de umedecimento de cascalho ter um HLB de 3.
16. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do agente de umedecimento de cascalho compreender um ingrediente ativo selecionado a partir do grupo que consiste em sulfonato de dodecilbenzeno, sais de cálcio de ácidos graxos, triésteres de glicerol, estéres de sorbitano, lecitina, álcoois graxos, e combinações dos mesmos.
17. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do agente de umedecimento de cascalho compreender alquenoamina de amida de poliolefina como um ingrediente ativo.
18. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do agente de umedecimento de cascalho compreender um diluente o qual é solúvel na fase externa da emulsão inversa.
19. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato do diluente ser selecionado a partir do grupo que consiste em n-parafinas, óleo mineral, olefinas e combinações dos mesmos.
20. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato do agente de umedecimento de cascalho compreender um diluente compreendendo uma olefina.
21. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de compreender: um peso específico a partir de 838,8 kg/m3 (7 lb/gal) a 1557,7 kg/m3 (13,0 lb/gal); uma viscosidade de 0,02 Pa.s (20 cP) ou menos a 300 rpm; onde uma salmoura de limpeza tem um peso específico de 999,4 kg/m3 (8,34 lb/gal) ou mais e compreende sais selecionados a partir do grupo que consiste em sais de haleto e sais de formato.
22. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do referido fluido ser sem sólidos.
23. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do fluido de enchimento com cascalho compreender propriedades reológicas newtonianas a temperaturas a partir de 4,44°C (40°F) a 121,11°C (250°F), conforme determinado sob pressão usando- se um reômetro FANN 75.
24. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do fluido de enchimento com cascalho permanecer estável sob condições estáticas a 121,11 °C (250 °F) por duas semanas ou mais.
25. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do fluido de enchimento com cascalho compreender uma viscosidade de 0,01 Pa.s (10 cP) ou menos a 300 rpm.
26. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender agentes de viscosificação os quais obtêm uma reologia não newtoniana.
27. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura de limpeza ter um peso específico de 999,4 kg/m3 (8,34 lb/gal) a 2300,7 kg/m3 (19,2 lb/gal).
28. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura de limpeza compreender um sal que compreende um metal selecionado a partir do grupo que consiste em sódio, cálcio, zinco, potássio, césio e combinações dos mesmos.
29. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 28, caracterizado pelo fato da salmoura de limpeza compreender um metal selecionado a partir do grupo que consiste em cloreto de cálcio, brometo de cálcio, brometo de zinco/cálcio, formato de potássio, formato de césio/potássio e combinações dos mesmos.
30. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura de limpeza compreender a partir de 1 lb (0,454 kg) de sal de cloreto de sódio ou potássio ou menos por barril (0,119 m3) de água a 2300,7 kg/m3 (19,2 lb/gal) de ZnBr2 / CaBr2 / CaCl2 de matéria-prima líquida.
31. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura de limpeza ter um peso específico de 1198,3 kg/m3 (10 lb/gal) a 1797,4 kg/m3 (15 lb/gal).
32. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura de limpeza compreender um sal de formato.
33. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura de limpeza compreender 1545,8 kg/m3 (12,9 lb/gal) de formato de potássio de matéria-prima líquida.
34. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura de limpeza compreender uma combinação de 1545,8 kg/m3 (12,9 lb/gal) de formato de potássio combinado com 2288,7 kg/m3 (19,1 lb/gal) de césio de matéria-prima líquida para a produção de um peso específico de salmoura máximo final de 2276,7 kg/m3 (19,0 lb/gal) ou menos.
35. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a salmoura de limpeza ter um peso específico de 1390 kg/m3 (11,6 lb/gal) ou menos.
36. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o fluido de enchimento com cascalho ter uma relação de óleo para salmoura de 45/55 ou mais.
37. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura ter um peso específico maior do que 1390 kg/m3 (11,6 lb/gal), e a relação de óleo para salmoura ser de 50/50 ou mais.
38. Método para enchimento com cascalho de um furo de poço, caracterizado pelo fato de compreender: a provisão de uma emulsão inversa estável compreendendo um óleo como uma fase externa, salmoura de limpeza como uma fase interna e um emulsificante em uma quantidade suficiente para produzir uma emulsão estável; após a produção da emulsão estável, a provisão da emulsão estável com um agente de umedecimento de cascalho, desse modo se produzindo uma emulsão modificada; e a injeção da emulsão modificada em um furo de poço com cascalho para produzir um enchimento com cascalho firme, em que a quantidade de agente de umedecimento fornecida à emulsão estável é de 5,95 litros/m3 (0,25 gal/bbl) a 23,8 litros/m3 (1,0 gal/bbl), com base no volume da emulsão estável.
39. Método, de acordo com a reivindicação 38, caracterizado pelo fato de ainda compreender a circulação do referido fluido de enchimento com cascalho de emulsão inversa poço abaixo para o estabelecimento da vazão anular requerida para enchimento com cascalho do furo de poço.
40. Método, de acordo com a reivindicação 39, caracterizado pelo fato da referida circulação estabelecer uma vazão anular de 92,44 m/min (300 ft/min) ou mais.
41. Método, de acordo com a reivindicação 38, caracterizado pelo fato de ainda compreender a infusão adicional de cascalho no furo de poço com uma quantidade de agente de umedecimento adicional.
42. Método, de acordo com a reivindicação 41, caracterizado pelo fato da quantidade adicional de agente de umedecimento obter e manter um comportamento reológico quase newtoniano do fluido de enchimento com cascalho.
43. Método, de acordo com a reivindicação 42, caracterizado pelo fato de uma quantidade suficiente de agente de umedecimento ser infundida na emulsão inversa estável para a provisão de um fluido de enchimento com cascalho que compreende uma concentração de 2,9 litros/m3 (1/8 gal/bbl) ou mais do ingrediente ativo do agente de umedecimento.
44. Método, de acordo com a reivindicação 38, caracterizado pelo fato de compreender o uso do referido fluido como outro fluido de execução de serviço, além de um fluido de enchimento com cascalho.
45. Método, de acordo com a reivindicação 38, caracterizado pelo fato de o referido furo de poço ser um furo de poço horizontal.
46. Método, de acordo com a reivindicação 41, caracterizado pelo fato da infusão do agente de umedecimento adicional produzir uma deposição de cascalho mais rápida durante a “onda alfa” de um procedimento de enchimento com cascalho “alfa-beta” em um furo de poço horizontal.
47. Método, de acordo com a reivindicação 41, caracterizado pelo fato da infusão do agente de umedecimento adicional ser usada para controle da “altura de duna de cascalho” de um enchimento com cascalho “alfabeta”.
48. Método, de acordo com a reivindicação 38, caracterizado pelo fato do fluido de enchimento com cascalho manter a estabilidade de folhelho, antes e durante a operação de enchimento com cascalho.
49. Método, de acordo com a reivindicação 38, caracterizado pelo fato de compreender: a mistura de 0,4 a 0,7 barris de óleo (de 63,59 a 111,29 l) com de 1,43 kg/m3 (0,5 gal/bbl) a 5,7 kg/m3 (2,0 gal/bbl) de emulsificante, com base no volume total de emulsão inversa estável produzida, produzindo uma mistura de óleo/emulsificante; e a mistura de 4,76 litros/m3 (0,2 gal/bbl) a 14,26 litros/m3 (0,6 gal/bbl) de salmoura de limpeza com a mistura de óleo/emulsificante, com base no volume da mistura de óleo/emulsificante, produzindo uma emulsão inversa estável.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US68767005P | 2005-06-06 | 2005-06-06 | |
| US60/687,670 | 2005-06-06 | ||
| US60/687.670 | 2005-06-06 | ||
| PCT/US2006/021552 WO2006133008A2 (en) | 2005-06-06 | 2006-06-02 | Invert emulsion carrier fluid and oil-wetting agent and method of using same |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0611106A2 BRPI0611106A2 (pt) | 2010-08-10 |
| BRPI0611106B1 true BRPI0611106B1 (pt) | 2021-11-30 |
Family
ID=37498957
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0611106-8A BRPI0611106B1 (pt) | 2005-06-06 | 2006-06-02 | Fluido de enchimento com cascalho e método para enchimento com cascalho de um furo de poço |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7803743B2 (pt) |
| EP (1) | EP1899575B1 (pt) |
| BR (1) | BRPI0611106B1 (pt) |
| NO (1) | NO343303B1 (pt) |
| WO (1) | WO2006133008A2 (pt) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7803743B2 (en) | 2005-06-06 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Invert emulsion carrier fluid and oil-wetting agent and method of using same |
| CA2644820A1 (en) | 2007-11-27 | 2009-05-27 | Engineered Drilling Solutions Inc. | Glycerol based drilling fluids |
| EP2427631B1 (en) * | 2009-05-08 | 2014-01-08 | M-I L.L.C. | Gravel pack carrier fluids |
| EP2299053A1 (en) * | 2009-08-28 | 2011-03-23 | BP Exploration Operating Company Limited | Gravel pack fluid composition and emulsion therefor |
| US9004167B2 (en) * | 2009-09-22 | 2015-04-14 | M-I L.L.C. | Methods of using invert emulsion fluids with high internal phase concentration |
| CA2848408A1 (en) | 2011-09-15 | 2013-03-21 | M-I L.L.C. | Methods of using oleaginous fluids for completion operations |
| CN103506352A (zh) * | 2012-06-29 | 2014-01-15 | 中国有色金属工业第六冶金建设有限公司 | 一种轧机液压管道安装油冲洗施工方法 |
| US9663702B2 (en) * | 2012-08-30 | 2017-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert emulsion transition fluid containing calcium aluminate cement |
| US8727005B1 (en) * | 2012-10-30 | 2014-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| US10202843B2 (en) * | 2013-01-29 | 2019-02-12 | Statoil Petroleum As | Measuring settling in fluid mixtures |
| US9296941B2 (en) | 2013-02-08 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert emulsion gravel pack fluid and method |
| CN103452533B (zh) * | 2013-08-06 | 2016-01-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 可视化水平井砾石填充模拟试验装置 |
| CN103696745B (zh) * | 2014-01-07 | 2016-05-18 | 西南石油大学 | 油气藏水平井动态模拟多功能实验装置 |
| WO2015191062A1 (en) * | 2014-06-11 | 2015-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low density oil external emulsion with gelled internal phase as a gravel packing carrier fluid |
| WO2016178688A1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Particulate-stabilized emulsions for use in subterranean formation operations |
| DE112016002261T5 (de) * | 2015-05-19 | 2018-03-01 | The Mosaic Company | Umkehremulsionen für die Kavitätssteuerung |
| US10858567B2 (en) * | 2017-12-15 | 2020-12-08 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Invert emulsions having a non-aqueous based internal phase containing dissolved salts |
| GB2587853B (en) * | 2018-03-22 | 2022-08-10 | Halliburton Energy Services Inc | High density brine internal phase |
Family Cites Families (49)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4199720A (en) | 1978-07-27 | 1980-04-22 | Mcneill J Duncan | Method for investigating the conductivity of layered terrain |
| US4482712A (en) | 1978-10-16 | 1984-11-13 | Eli Lilly And Company | Substituted 1-thia-3-aza-4-ones |
| US4436739A (en) | 1978-10-16 | 1984-03-13 | Eli Lilly And Company | Substituted 1-thia-3-aza-4-ones |
| US4306980A (en) * | 1979-12-03 | 1981-12-22 | Nl Industries, Inc. | Invert emulsion well-servicing fluids |
| US4436636A (en) * | 1981-12-21 | 1984-03-13 | Nl Industries, Inc. | Invert emulsion well servicing fluids |
| US4579668A (en) | 1983-05-27 | 1986-04-01 | The Western Company Of North America | Well servicing agents and processes |
| US4553879A (en) | 1984-04-24 | 1985-11-19 | Shell Oil Company | Pipelaying in artic offshore waters |
| US4575428A (en) * | 1984-05-10 | 1986-03-11 | Milchem Incorporated | Invert emulsion drilling fluid comprising oligamide composition |
| EP0247801B1 (en) | 1986-05-30 | 1990-11-07 | The British Petroleum Company p.l.c. | Well bore fluid |
| US5186817A (en) | 1986-09-12 | 1993-02-16 | The Standard Oil Company | Process for separating extractable organic material from compositions comprising oil-in-water emulsions comprising said extractable organic material and solids |
| US5062969A (en) | 1989-05-22 | 1991-11-05 | Halliburton Company | Crosslinkable interpolymers |
| US5242899A (en) | 1989-09-05 | 1993-09-07 | Total Compagnie Franciase Des Petroles | Emulsfiying agent, reverse emulsions produced using this emulsifying agent and use of these emulsions in drilling wells |
| US5861362A (en) | 1992-01-06 | 1999-01-19 | Blue Diamond Growers | Almond shell additive and method of inhibiting sticking in wells |
| US5709827A (en) | 1992-08-11 | 1998-01-20 | E. Khashoggi Industries | Methods for manufacturing articles having a starch-bound cellular matrix |
| WO1994006883A1 (en) | 1992-09-21 | 1994-03-31 | Union Oil Company Of California | Solids-free, essentially all-oil wellbore fluid |
| US5277519A (en) | 1992-10-22 | 1994-01-11 | Shell Oil Company | Well drilling cuttings disposal |
| GB9306222D0 (en) | 1993-03-25 | 1993-05-19 | Zeneca Ltd | Dispersants |
| US5333698A (en) | 1993-05-21 | 1994-08-02 | Union Oil Company Of California | White mineral oil-based drilling fluid |
| CA2101884E (en) * | 1993-08-04 | 1998-03-24 | James Keith Fleming | Invert emulsion drilling mud |
| US5653886A (en) | 1994-01-06 | 1997-08-05 | Nalco Chemical Company | Coagulant for mineral refuse slurries |
| US5958845A (en) | 1995-04-17 | 1999-09-28 | Union Oil Company Of California | Non-toxic, inexpensive synthetic drilling fluid |
| US5635457A (en) | 1995-04-17 | 1997-06-03 | Union Oil Company Of California | Non-toxic, inexpensive synthetic drilling fluid |
| WO1997034963A1 (en) | 1996-03-22 | 1997-09-25 | Exxon Research And Engineering Company | High performance environmentally friendly drilling fluids |
| US6806233B2 (en) | 1996-08-02 | 2004-10-19 | M-I Llc | Methods of using reversible phase oil based drilling fluid |
| GB9622783D0 (en) | 1996-11-01 | 1997-01-08 | Zeneca Ltd | Dispersants |
| US5803666A (en) | 1996-12-19 | 1998-09-08 | Keller; Carl E. | Horizontal drilling method and apparatus |
| US6156708A (en) | 1997-02-13 | 2000-12-05 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing oil base fluids and method of drilling a well therewith |
| US5853049A (en) | 1997-02-26 | 1998-12-29 | Keller; Carl E. | Horizontal drilling method and apparatus |
| US6339048B1 (en) * | 1999-12-23 | 2002-01-15 | Elementis Specialties, Inc. | Oil and oil invert emulsion drilling fluids with improved anti-settling properties |
| US5963615A (en) * | 1997-08-08 | 1999-10-05 | Siemens Medical Systems, Inc. | Rotational flatness improvement |
| GB9806723D0 (en) | 1998-03-28 | 1998-05-27 | Zeneca Ltd | Dispersants |
| GB9809025D0 (en) | 1998-04-28 | 1998-06-24 | Zeneca Ltd | Amine dispersants |
| GB9809116D0 (en) | 1998-04-29 | 1998-07-01 | Zeneca Ltd | Ether/ester dispersants |
| GB9809257D0 (en) | 1998-04-30 | 1998-07-01 | Zeneca Ltd | Polyurethane dispersants |
| US5942468A (en) * | 1998-05-11 | 1999-08-24 | Texas United Chemical Company, Llc | Invert emulsion well drilling and servicing fluids |
| US6140277A (en) | 1998-12-31 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion |
| US6194355B1 (en) | 1999-02-09 | 2001-02-27 | Baker Hughes Incorporated | Use of alkoxylated surfactants and aluminum chlorohydrate to improve brine-based drilling fluids |
| US6534449B1 (en) | 1999-05-27 | 2003-03-18 | Schlumberger Technology Corp. | Removal of wellbore residues |
| US6133351A (en) | 1999-06-03 | 2000-10-17 | Marathon Ashland Petroleum Llc | Sulfur-in-oil in asphalt and polymer composition and process |
| US20020155956A1 (en) | 2000-02-04 | 2002-10-24 | Newpark Drilling Fluids, L.L.C. | Aqueous drilling fluid and shale inhibitor |
| US6562764B1 (en) | 2000-02-10 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Serv Inc | Invert well service fluid and method |
| US6631764B2 (en) | 2000-02-17 | 2003-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | Filter cake cleanup and gravel pack methods for oil based or water based drilling fluids |
| US6620769B1 (en) | 2000-11-21 | 2003-09-16 | Hercules Incorporated | Environmentally acceptable fluid polymer suspension for oil field services |
| WO2002053675A1 (en) * | 2000-12-29 | 2002-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thinners for invert emulsions |
| US6485651B1 (en) | 2001-03-28 | 2002-11-26 | Ondeo Nalco Company | Quick inverting liquid flocculant |
| US6719053B2 (en) | 2001-04-30 | 2004-04-13 | Bj Services Company | Ester/monoester copolymer compositions and methods of preparing and using same |
| US7008907B2 (en) * | 2001-10-31 | 2006-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additive for oil-based drilling fluids |
| US7067460B2 (en) | 2002-11-14 | 2006-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Organofunctional compounds for shale stabilization of the aqueous dispersed phase of non-aqueous based invert emulsion drilling system fluids |
| US7803743B2 (en) | 2005-06-06 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Invert emulsion carrier fluid and oil-wetting agent and method of using same |
-
2006
- 2006-06-01 US US11/444,878 patent/US7803743B2/en active Active
- 2006-06-02 EP EP06772020.1A patent/EP1899575B1/en active Active
- 2006-06-02 WO PCT/US2006/021552 patent/WO2006133008A2/en not_active Ceased
- 2006-06-02 BR BRPI0611106-8A patent/BRPI0611106B1/pt active IP Right Grant
-
2007
- 2007-12-21 NO NO20076643A patent/NO343303B1/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1899575B1 (en) | 2016-03-09 |
| EP1899575A4 (en) | 2010-11-17 |
| EP1899575A2 (en) | 2008-03-19 |
| NO20076643L (no) | 2008-03-05 |
| WO2006133008A3 (en) | 2007-11-22 |
| US20060272815A1 (en) | 2006-12-07 |
| BRPI0611106A2 (pt) | 2010-08-10 |
| US7803743B2 (en) | 2010-09-28 |
| NO343303B1 (no) | 2019-01-28 |
| WO2006133008B1 (en) | 2008-09-12 |
| WO2006133008A2 (en) | 2006-12-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9187966B2 (en) | Drilling a well with predicting sagged fluid composition and mud weight | |
| NO343303B1 (no) | Gruspakkingsfluid og fremgangsmåte for gruspakking i en brønn | |
| US20120067575A1 (en) | Methods of using invert emulsion fluids with high internal phase concentration | |
| CA2903510C (en) | Shear thinning calibration fluids for rheometers and related methods | |
| EA033872B1 (ru) | Текучая среда для обслуживания скважин и способ её создания и использования | |
| Kakoli et al. | Recommendations for compatibility of different types of polymers with potassium/sodium formate-based fluids for drilling operations: an experimental comparative analysis | |
| US9157306B2 (en) | Thermally-activated gellant for an oil or gas treatment fluid | |
| US10240077B2 (en) | Low density oil external emulsion with gelled internal phase as a gravel packing carrier fluid | |
| Gupta et al. | Development and field application of a low-pH, efficient fracturing fluid for tight gas fields in the Greater Green River basin, Wyoming | |
| Graham et al. | Influence of Propping Sand Wettability on Productivity of Hydraulically Fractured Oil Wells | |
| Al-Ansari et al. | Enhance Drilling Performance Using an Optimized Mud Fluid System Through Extensive Laboratory Testing | |
| Belayneh et al. | Dynamic and Static Sagging Characterization and Performances of Four Oil Based Muds | |
| Wieland et al. | Design of special cement systems for areas with low fracture gradients | |
| Loomis et al. | Some Rheologic Aspects of Petroleum Production | |
| Al-Menhali et al. | Innovative Scouring Spacer Applied in Liners Cementation Enhanced Zonal & Cement Bond Logs | |
| BR112020024127B1 (pt) | Método para perfurar uma formação subterránea | |
| AU2022348529A1 (en) | Liquid plug for wellbore operations | |
| Giam et al. | Coiled Tubing Cementing Best Practices for Successful Permanent Well Abandonment in Deepwater Gulf of Mexico | |
| Spangle et al. | Improved Primary and Remedial Cementing With Thixotropic Cement Systems |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B06A | Patent application procedure suspended [chapter 6.1 patent gazette] | ||
| B09B | Patent application refused [chapter 9.2 patent gazette] | ||
| B12B | Appeal against refusal [chapter 12.2 patent gazette] | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 02/06/2006, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. PATENTE CONCEDIDA CONFORME ADI 5.529/DF, QUE DETERMINA A ALTERACAO DO PRAZO DE CONCESSAO. |