BRPI0509303B1 - Processo para produzir uma torta de filtro de autodesintegração em uma formação subterrânea - Google Patents
Processo para produzir uma torta de filtro de autodesintegração em uma formação subterrânea Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0509303B1 BRPI0509303B1 BRPI0509303-1A BRPI0509303A BRPI0509303B1 BR PI0509303 B1 BRPI0509303 B1 BR PI0509303B1 BR PI0509303 A BRPI0509303 A BR PI0509303A BR PI0509303 B1 BRPI0509303 B1 BR PI0509303B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- polymer
- process according
- solid polymer
- acid
- drilling fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 61
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 55
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 179
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 109
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 99
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 claims abstract description 89
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 75
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims abstract description 46
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims abstract description 46
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 17
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims abstract description 16
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 40
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 39
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims description 30
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims description 30
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 25
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims description 16
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims description 16
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 16
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 12
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 12
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 10
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 claims description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 7
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910000040 hydrogen fluoride Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 6
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims description 6
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 6
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 6
- PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N ε-Caprolactone Chemical compound O=C1CCCCCO1 PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 6-methoxy-8-nitroquinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC(OC)=CC([N+]([O-])=O)=C21 MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004343 Calcium peroxide Substances 0.000 claims description 5
- LHJQIRIGXXHNLA-UHFFFAOYSA-N calcium peroxide Chemical compound [Ca+2].[O-][O-] LHJQIRIGXXHNLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000019402 calcium peroxide Nutrition 0.000 claims description 5
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 5
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical compound CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- -1 perborate Chemical compound 0.000 claims description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 4
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 3
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 claims description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 3
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Chemical compound Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 3
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 2
- 102000004157 Hydrolases Human genes 0.000 claims description 2
- 108090000604 Hydrolases Proteins 0.000 claims description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 claims description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 claims description 2
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L peroxydisulfate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 2
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 claims 2
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims 1
- 150000002440 hydroxy compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims 1
- 125000005342 perphosphate group Chemical group 0.000 claims 1
- MWNQXXOSWHCCOZ-UHFFFAOYSA-L sodium;oxido carbonate Chemical compound [Na+].[O-]OC([O-])=O MWNQXXOSWHCCOZ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 43
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 20
- 229960004275 glycolic acid Drugs 0.000 description 16
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 16
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 12
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 11
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 10
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 10
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 9
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 9
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 9
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 9
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 8
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 7
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 7
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000004965 peroxy acids Chemical class 0.000 description 6
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 5
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 4
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 4
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 3
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000012377 drug delivery Methods 0.000 description 3
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- OZZQHCBFUVFZGT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-hydroxypropanoyloxy)propanoic acid Chemical compound CC(O)C(=O)OC(C)C(O)=O OZZQHCBFUVFZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241001137251 Corvidae Species 0.000 description 2
- 108090001060 Lipase Proteins 0.000 description 2
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 239000001361 adipic acid Substances 0.000 description 2
- 235000011037 adipic acid Nutrition 0.000 description 2
- 229920002988 biodegradable polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000004621 biodegradable polymer Substances 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 2
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 2
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N dimethylselenoniopropionate Natural products CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 230000002255 enzymatic effect Effects 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DUWWHGPELOTTOE-UHFFFAOYSA-N n-(5-chloro-2,4-dimethoxyphenyl)-3-oxobutanamide Chemical compound COC1=CC(OC)=C(NC(=O)CC(C)=O)C=C1Cl DUWWHGPELOTTOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000015108 pies Nutrition 0.000 description 2
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 2
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- OORRCVPWRPVJEK-UHFFFAOYSA-N 2-oxidanylethanoic acid Chemical compound OCC(O)=O.OCC(O)=O OORRCVPWRPVJEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004135 Bone phosphate Substances 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 102100031375 Endothelial lipase Human genes 0.000 description 1
- 108090000371 Esterases Proteins 0.000 description 1
- 102000004882 Lipase Human genes 0.000 description 1
- 239000004367 Lipase Substances 0.000 description 1
- SPAGIJMPHSUYSE-UHFFFAOYSA-N Magnesium peroxide Chemical compound [Mg+2].[O-][O-] SPAGIJMPHSUYSE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 108091005804 Peptidases Proteins 0.000 description 1
- 239000004365 Protease Substances 0.000 description 1
- 102100037486 Reverse transcriptase/ribonuclease H Human genes 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004061 bleaching Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000007385 chemical modification Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004737 colorimetric analysis Methods 0.000 description 1
- 238000007398 colorimetric assay Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003405 delayed action preparation Substances 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002009 diols Chemical class 0.000 description 1
- VTIIJXUACCWYHX-UHFFFAOYSA-L disodium;carboxylatooxy carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C(=O)OOC([O-])=O VTIIJXUACCWYHX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 230000002538 fungal effect Effects 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 239000003262 industrial enzyme Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019421 lipase Nutrition 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 229960004995 magnesium peroxide Drugs 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000003094 microcapsule Substances 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007793 ph indicator Substances 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007142 ring opening reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 229960001922 sodium perborate Drugs 0.000 description 1
- 229940045872 sodium percarbonate Drugs 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- YKLJGMBLPUQQOI-UHFFFAOYSA-M sodium;oxidooxy(oxo)borane Chemical compound [Na+].[O-]OB=O YKLJGMBLPUQQOI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000000935 solvent evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- QXJQHYBHAIHNGG-UHFFFAOYSA-N trimethylolethane Chemical compound OCC(C)(CO)CO QXJQHYBHAIHNGG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004034 viscosity adjusting agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- 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
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
-
- 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
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Filtering Materials (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Polyesters Or Polycarbonates (AREA)
- Piezo-Electric Or Mechanical Vibrators, Or Delay Or Filter Circuits (AREA)
- Devices That Are Associated With Refrigeration Equipment (AREA)
- Sorption Type Refrigeration Machines (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Biological Depolymerization Polymers (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
"processo para desintegrar uma torta de filtro em uma formação subterrânea, e, fluido de perfuração adequado para perfurar em uma formação ubterrânea" um processo para produzir uma torta de filtro de autodesintegração em uma formação subterrânea, processo este que compreende: (a) incorporar em um fluido de perfuração um polímero sólido capaz de ser convertido por hidrólise em um ou mais ácidos orgânicos; (b) usar o fluido de perfuração para perfurar um furo de poço na formação subterrânea tal que o polímero sólido no fluido de perfuração contribui para a formação de uma torta de filtro e (e) permitir que o polímero sólido hidrólise na presença de água e rompa a integridade da torta de filtro. um fluido de perfuração que contém como um agente de ligação em ponte um ou mais polímeros sólidos capazes de serem convertidos por hidrólise em um ou mais ácidos orgânicos também é fornecido.
Description
“PROCESSO PARA PRODUZIR UMA TORTA DE FILTRO DE AUTODESINTEGRAÇÃO EM UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA” [0001] O processo da presente invenção no geral é aplicável para a perfuração de poços em formações subterrâneas contendo hidrocarboneto e água, a partir das quais hidrocarbonetos ou água são subsequentemente produzidos.
[0002] Em perfuração convencional de um poço em uma formação subterrânea um fluido de perfuração no geral é usado. Os fluidos de perfuração (também referido como lamas de perfuração ou fluidos de perfuração) são normalmente formulados para minimizar a perda de fluido à formação. Isto é comumente alcançado incorporando-se no fluido de perfuração materiais adequados, que contribuam para a formação de uma torta de filtro. Os fluidos de perfuração com base em água no geral contêm agentes de ligação em ponte e ponderante, pelo menos um polímero como um modificador de viscosidade e um aditivo de perda de fluido tal como amido. Os agentes de ligação em ponte adequados incluem, mas não são limitados a barita, carbonato de cálcio e dolomita que também funcionam com agentes ponderantes. O sal de goma pode também ser usado como um agente de ligação em ponte em conjunção com uma solução de sal saturada (US 4.175.042). No geral, um ou mais agentes de ligação em ponte são usados em combinação com agentes viscosificantes tais como biopolímeros adequados. Junto com finos de formação gerados durante o processo de perfuração, isto resulta na formação de uma torta de filtro no interior do furo de poço. Enquanto a torta de filtro está sendo formada, existe uma perda de fluido para a formação no geral referida como a perda do jato de fluido.
[0003] Depois da perfuração, o furo de poço pode ser revestido e perfurado caso este em que o revestimento da torta de filtro é ignorado.
Entretanto, muitos poços, particularmente poços horizontais e em particular poços horizontais longos são deixados como poços de furo aberto, sem
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 5/30 / 21 nenhum revestimento e perfuração no intervalo de produção. Depois da perfuração, tais poços têm uma torta de filtro revestindo o interior do furo de poço. A torta de filtro produzida durante a perfuração é um tipo de dano de formação e apesar de desejável durante a perfuração pode significantemente limitar a taxa de produção de hidrocarboneto ou água de tais poços, ou limitar a injetividade de poços injetores. A torta de filtro, portanto deve ser removida de modo a maximizar a produção ou taxa de injeção.
[0004] Se a formação é uma formação de permeabilidade alta, a torta de filtro pode ser adequadamente removida por um rebaixamento alto. Muitas vezes, entretanto, em formações de permeabilidade baixas ou formações com um rebaixamento baixa, um processo que ajuda na remoção da torta de filtro deve ser aplicado de modo a assegurar que a torta de filtro seja removida. No geral é necessário aplicar um tratamento químico para remover a torta de filtro. Tratamentos convencionais para remover a torta de filtro incluem o uso de soluções aquosas de um oxidante, soluções de ácido clorídrico, soluções de ácido orgânico incluindo ácido fórmico ou acético, combinações de ácido e oxidante, e soluções aquosas de enzimas.
[0005] Existe uma necessidade particular para processos que eficazmente desintegrarão as tortas de filtro a seguir da compactação com cascalho. A compactação com cascalho bem-sucedida de furos abertos (“compactação com cascalho externa”) requer a presença de uma torta de filtro intacta. Entretanto, de modo a fornecer taxas de produção aceitáveis, limpeza eficiente de tortas de filtro é necessário ou desejável depois de colocar o cascalho.
[0006] Uma torta de filtro intacta também é desejável em outros tipos de completamento de controle de areia, por exemplo quando colocando telas pré-compactadas, para impedir perda no fluido. Novamente a desintegração eficiente das tortas de filtro é necessária ou desejável seguindo a colocação da tela para fornecer taxas de produção aceitáveis.
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 6/30 / 21 [0007] A US 6.140.277 e PCT/GB00/01032 detalha os problemas que afetam as técnicas convencionais de remoção de torta de filtro. A colocação efetiva de fluidos reativos tais como ácido clorídrico é muito difícil e no geral resulta em efetividade muito variável de tratamento ao longo do furo de poço ou outra zona alvo. Os problemas de colocação foram tratados por métodos que geram ácido in situ (US 5.678.632; PCT/GB00/01032).
[0008] Um outro problema é que as tortas de filtro frequentemente consistem de vários componentes que no geral não são removíveis por um tratamento único. Por exemplo, certas lamas de perfuração ou fluidos de perfuração contém carbonato de cálcio ou dolomita em combinação com um polímero ou polímeros que fornecem propriedades reológicas adequadas. Tanto o carbonato quanto o polímero contribuem para a formação de uma torta de filtro. Finos de rochas gerados durante a perfuração da formação de rochas podem também estar presentes nas tortas de filtro.
[0009] Um ácido pode ser usado para dissolver os componentes do carbonato de tais tortas de filtro e fragmentadores de polímero adequados tais como agentes oxidantes ou enzimas podem ser usados para fragmentar os polímeros na torta de filtro. Estes no geral foram aplicados como tratamentos separados visto que ácidos e fragmentadores de polímero são frequentemente incompatíveis (ver US 6.140.277; PCT/GB00/01032).
[00010] A US 6.140.277 divulga o uso de formulações compreendendo um tensoativo viscoelástico, um agente quelante e uma enzima para fragmentar uma torta de filtro.
[00011] A PCT/GB00/01032 divulga o uso de formulações compreendendo ésteres que hidrolisam (opcionalmente usando enzimas que hidrolisam éster) para produzir ácido orgânico in situ em combinação com oxidantes ou fragmentadores de polímero enzimáticos para tratar o dano de formação incluindo tortas de filtro.
[00012] Tanto a US 6.140.277 quanto PCT/GBOO/01032 permite
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 7/30 / 21 tratamento de estágio único de tortas de filtro em que o tratamento dissolve o carbonato e hidrolisa polímeros. Ambos os tipos de tratamento fornecem cobertura zonal muito boa.
[00013] Se as formulações do fluido de perfuração estivessem disponíveis em que a torta de filtro fosse substancialmente degradada dentro de um período razoável de tempo (uns poucos dias a umas poucas semanas) sem usar um tratamento de limpeza isto evitaria a necessidade quanto a tratamentos de limpeza do poço separados. Isto também superaria os problemas associados com a colocação de fluidos de tratamento reativos e a obtenção de boa cobertura zonal em tais tratamentos. Tais tortas de filtro seriam consideradas como auto-limpantes.
[00014] É o objetivo da presente invenção fornecer formulações do fluido de perfuração que produzam tortas de filtro que são completas ou parcialmente auto-limpante seguindo a perfuração. Consequentemente, a presente invenção fornece um processo para produzir uma torta de filtro de auto-desintegração em uma formação subterrânea, processo este que compreende:
(a) incorporar em um fluido de perfuração um polímero sólido capaz se ser convertido por hidrólise em um ou mais ácidos orgânicos;
(b) usar o fluido de perfuração para furar um furo de poço na formação subterrânea tal que o polímero sólido no fluido de perfuração contribui para a formação de uma torta de filtro; e, (c) permitir que o polímero sólido hidrólise na presença de água e romper a integridade da torta de filtro.
[00015] No processo da presente invenção o fluido de perfuração (no geral referido como um fluido de perfuração) usado para perfurar através daquela parte da formação da qual hidrocarbonetos ou água serão produzidos é formulado para fornecer propriedades de perfuração aceitáveis. Um fluido usado para perfurar necessita ter propriedades compatíveis com suas funções
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 8/30 / 21 necessárias. As funções necessárias de um fluido de perfuração, lama de perfuração ou fluido de perfuração incluem: controle de pressão de formação; lubrificação da coluna de ferramenta de perfuração; refrigeração da broca; suspensão de sólidos sob condições estáticas e a remoção de cortes perfurados do furo.
[00016] No processo da presente invenção a composição do fluido de perfuração também é formulada para incluir materiais de polímero sólido selecionados que atuam como agentes de ligação em ponte e contribuem para a formação de uma torta de filtro.
[00017] O fluido de perfuração é normalmente um fluido com base em água, mas pode ser com base em óleo ou com base em compostos sintetizados tais como ésteres líquidos. Tais fluidos de perfuração serão bem conhecidos àqueles habilitados na técnica.
[00018] Na forma de realização mais básica da invenção, partículas de um polímero sólido que passam por hidrólise lenta e a dissolução em temperaturas de reservatório são selecionadas e incorporadas no fluido de perfuração usado para furar na parte de produção de hidrocarboneto ou água da formação. Como o poço é perfurado, as partículas de polímero contribuem para a produção de uma torta de filtro em combinação com os finos de formação, agentes viscosificantes incluindo biopolímeros se presentes, e outros materiais particulados incorporados no fluido de perfuração como um de ligação em ponte, ou agente de perda de fluido. A perfuração usando o processo da presente invenção inclui todos processos que seriam reconhecidos como perfuração por uma pessoa habilitada na técnica, incluindo subescareamento. Subsequentemente o polímero hidrolisa na presença de água para monômeros ou oligômeros solúveis em água. Normalmente o polímero dissolverá para produzir ácido orgânico ou ácidos. A hidrólise do polímero rompe a integridade da torta de filtro removendo-se pelo menos uma porção do material particulado na torta de filtro. Além disso, se a torta de filtro
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 9/30 / 21 contém material solúvel em ácido, tal como um agente de ligação em ponte de carbonato e/ou finos de formação, o ácido produzido por hidrólise do polímero reagirá com pelo menos uma porção do material solúvel em ácido e romperá ainda a integridade da torta de filtro. Se a formação é uma formação de carbonato, o ácido produzido pela hidrólise do polímero pode também reagir com a formação adjacente à torta de filtro e ajudará na desintegração da torta de filtro.
[00019] A hidrólise do polímero sólido normalmente ocorre durante um período mais longo que o necessário para perfurar através da parte da formação que será produzida. Normalmente este será pelo menos uns poucos dias e preferivelmente 4 dias ou mais, embora a hidrólise do polímero em um período mais curto ou mais longo pode ser desejável dependendo do tempo que leva para perfurar e completar o poço. No geral é desejável que a torta de filtro deva permanecer intacta até que a perfuração seja completa. Neste ponto o fluido de perfuração é usualmente substituído para um fluido livre de sólidos, normalmente um fluido aquoso. É desejável que a integridade da torta de filtro seja rompida apenas substancialmente depois que o fluido de perfuração foi substituído para um fluido livre de sólidos, de modo que a perda de fluido para a formação seja minimizada.
[00020] O polímero usado no processo da presente invenção é qualquer polímero sólido que hidrólise na presença de água para gerar um ácido orgânico ou ácidos. Preferivelmente o polímero é um poliéster, tipicamente um poliéster alifático. Mais preferivelmente o poliéster é selecionado do grupo que pode ser sintetizado por processos adequados conhecidos àqueles habilitados na técnica, incluindo a condensação de fusão da abertura do anel de lactídeo (dímero cíclico de ácido láctico), glicolídeo (dímero cíclico de ácido glicólico) e caprolactona. Polímeros adequados incluem polímeros que incorporam lactídeo, glicolídeo ou caprolactona, com ou sem outros monômeros. Exemplos específicos incluem polilactídeo (ácido polilactídeo),
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 10/30 / 21 poliglicolídeo (ácido poliglicólico), copolímero de lactídeo-glicolídeo, copolímero de lactídeo-caprolactona, copolímero de glicolídeo-caprolactona e copolímero de lactídeo-glicolídeo-caprolactona. Os polímeros adequados também incluem homopolímeros ou copolímeros de ácido láctico e ácido hidroxiacético (ácido glicólico) e copolímeros de ácido láctico e/ou ácido glicólico com um ou mais outros compostos contendo porções de ácido hidróxi-, carboxílico- ou hidroxicarboxílico. A US 4.986.353 fornece exemplos de monômeros adequados com que o ácido láctico ou ácido glicólico podem ser condensados. Os monômeros adequados incluem, mas não são limitados a ácidos tribásicos tais como ácido cítrico, ácidos dibásicos tais como ácido adípico, e dióis tais como etileno glicol e polióis. Eles também incluem moléculas difuncionais tais como ácido 2,2-(bishidroximetil) propanóico. As moléculas co-condensantes preferidas de acordo com o processo de US 4.986.353 são ácido cítrico, ácido 2,2-(bishidroximetil) propanóico, trimetilol-etano, e ácido adípico.
[00021] Estes, ou quaisquer outros monômeros podem também ser incorporados nos polímeros de acordo com o processo da presente invenção contanto que o polímero sólido passe por hidrólise na presença de água para gerar um ácido orgânico ou ácidos. A produção de ácido é de hidrólise simples de ligações de éster no poliéster.
[00022] Os polímeros que hidrolisam para produzir ácido láctico e/ou ácido glicólico são preferidos. Polímeros particularmente preferidos são poliésteres alifáticos selecionados do grupo que pode ser sintetizado pela condensação de ácido láctico, ácido glicólico, lactídeo (dímero de ácido láctico) glicolídeo (dímero de ácido glicólico) e caprolactona. A hidrólise de um polímero em que o ácido láctico foi incorporado por condensação produz ácido láctico e hidrólise de um polímero em que o ácido glicólico foi incorporado por condensação produz ácido glicólico.
[00023] A composição do polímero ou copolímero é um determinante
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 11/30 / 21 principal da taxa de hidrólise do polímero. Uma composição que fornecerá a taxa necessária de hidrólise sob as condições de temperatura da formação tratada no geral será selecionada. Depois da perfuração do poço e mudança do fluido de perfuração para um fluido livre de sólidos, o poço normalmente será fechado durante um tempo suficiente para o polímero hidrolisar e romper a integridade da torta de filtro. O poço depois é colocado em produção (ou no caso de um poço de injetor em injeção).
[00024] A hidrólise do polímero é pela erosão volumétrica (Biodegradable Polymers as Drug Delivery Systems, Editado por Mark Chasin e Robert Langer. Marcel Dekker Inc., Nova Iorque, Basel e Hong Kong, 1990).
[00025] A taxa de hidrólise é primariamente influenciada por quatro variáveis chave; estereoquímica do monômero (forma D ou L), razão de comonômero, linearidade de cadeia de polímero e peso molecular do polímero. A hidrólise ocorre na superfície do polímero assim, para uma dada composição de polimérica, o tamanho da partícula do polímero também é um determinante principal da taxa de hidrólise e produção de ácido.
[00026] Partículas menores de um polímero de uma dada composição em uma dada temperatura têm uma área de superfície maior por peso unitário deste modo produzirá ácido em uma taxa mais rápida. No geral, o ácido polilático e outros polímeros ricos em ácido láctico degradarão em uma taxa mais lenta do que o ácido poliglicólico e polímeros ricos em ácido glicólico e no geral são preferidos para o processo da presente invenção.
[00027] A incorporação de caprolactona nos polímeros pode aumentar a taxa de hidrólise dos polímeros se desejado. A taxa de hidrólise dos polímeros também pode ser influenciada pela extensão de bloco ou estruturas aleatórias nos copolímeros, por modificação química dos grupos finais do polímero ou pela introdução de ramificação nos polímeros, por exemplo incorporando-se polióis no polímero.
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 12/30 / 21 [00028] A taxa de despolimerização pode também ser aumentada incorporando-se produtos químicos específicos tais como compostos de amônio quaternários nos poliésteres (US 5.278.256).
[00029] As composições de polímero que hidrolisam relativa e rapidamente incluem ácido poliglicólico e polímeros onde o ácido glicólico representa mais de 50% a 100% dos monômeros constituintes do polímero. As composições de polímero que hidrolisam relativa e lentamente incluem ácido polilático e polímeros onde o ácido láctico representa mais de 50% a 100% dos monômeros constituintes do polímero. Em temperaturas baixas, por exemplo de 20°C a 100°C, polímeros ricos em ácido glicólico (isto é, contendo mais de 50%) tenderão a serem usados no processo da presente invenção. Em temperaturas mais altas, por exemplo de cerca de 80° a 170°C polímeros ricos em ácido láctico (isto é, contendo mais de 50%) tenderão a serem usados.
[00030] O tipo de ácido orgânico, a quantidade de ácido liberado e taxa de produção de ácido em uma dada temperatura podem ser determinados selecionando-se uma composição de polímero e forma de apresentação do polímero sólido apropriadas (tamanho e forma dos sólidos).
[00031] O ácido produzido pela hidrólise do polímero pode reagir com material solúvel em ácido tais como carbonato de cálcio ou dolomita presentes na torta de filtro ou formação adjacente. Preferivelmente, os ácidos orgânicos produzidos pela hidrólise do polímero reagem com o carbonato de cálcio para formar sais de cálcio com uma solubilidade em água de pelo menos uns poucos por cento na temperatura de formação. O ácido láctico e ácido glicólico são ácidos adequados.
[00032] Porque o ácido é produzido em um período de tempo, o polímero sólido pode ser incorporado na torta de filtro antes que a maioria do ácido seja produzida. O polímero normalmente estará presente no total do fluido de perfuração usado para perfurar através do intervalo da produção e,
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 13/30 / 21 portanto, estará presente no total da torta de filtro.
[00033] Os polímeros podem ser usados em qualquer configuração sólida, incluindo, mas não sendo limitado a esferas, cilindros, cubóides, fibras, pós, contas ou quaisquer outras configurações que possam ser introduzidas na formação. Ele preferivelmente será usado na forma de partículas na faixa de tamanho de 1 mícron a 2 mm, mais preferivelmente 5 mícrons a 100 mícrons.
[00034] Os polímeros da forma e tamanho desejados podem ser preparados por qualquer processo adequado conhecido por àqueles habilitados na técnica incluindo, mas não sendo limitado a dispersão de cisalhamento alto da fusão de polímero, a emulsificação seguida por evaporação de solvente, dissolução, secagem por pulverização ou moagem. Alguns processos adequados de produzir micropartículas, microesferas, microcápsulas, partículas e fibras formadas são revisados em Chasin, M e Langer, R. (Eds.). Biodegradable Polymers as Drug Delivery Systems. Marcel Dekker Inc., Nova Iorque, (1990). A 4.986.355 divulga um processo de preparar partículas de poliéster adequadamente dimensionadas para usar como um aditivo de perda de fluido ou como um fragmentador de gel em uma formação subterrânea.
[00035] No geral é desejável evitar o uso de solventes clorados em métodos com base em solvente de produzir as partículas do tamanho e forma desejados. Por exemplo cloreto de metileno foi usado para produzir micropartículas de poliésteres tal como polilactídeo para usar em aplicações de libertação de medicamento, mas quantidades significantes de cloreto de metileno podem estar presentes nas micropartículas mesmo depois da secagem. A presença de solventes clorados reduzirá a aceitabilidade ambiental de outro modo excelente dos poliésteres. A solubilidade de poliésteres em solventes não clorados no geral é limitada.
[00036] Em outras formas de realização da invenção, fragmentadores
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 14/30 / 21 de polímero também podem, opcionalmente, ser introduzidos no furo de poço para ajudar na desintegração da torta de filtro, fixando-se quaisquer biopolímeros ou outros polímeros viscosificantes ou de perda de fluido presentes na torta de filtro. O fragmentador de polímero pode ser introduzido no fluido de perfuração e/ou no próprio polímero sólido, mas preferivelmente será introduzido no fluido livre de sólidos introduzidos no furo de poço para deslocar o fluido de perfuração. Os fragmentadores de polímero podem ser dissolvidos ou dispersados no fluido de perfuração, o polímero sólido ou fluido livre de sólidos ou pode estar presente na forma de qualquer formulação de liberação controlada ou retardada, incluindo formas encapsuladas dos fragmentadores de polímero, tal como serão conhecidos por aqueles habilitados na técnica.
[00037] Os fragmentadores de polímero preferidos da presente invenção são fragmentadores oxidativos (oxidantes) e fragmentadores de enzimas, apesar de vários outros fragmentadores capazes de pelo menos em parte degradar os polímeros viscosificantes ou de perda de fluido também podem ser usados.
[00038] Os fragmentadores oxidativos usados no processo da presente invenção podem ser qualquer um daqueles fragmentadores oxidativos conhecidos por aqueles habilitados na técnica para ser útil para reagir com polímeros viscosificantes ou de perda de fluido, na maioria dos casos de biopolímeros de polissacarídeos, para reduzir a viscosidade de composições contendo polímeros ou desintegrar a tortas de filtro polímero contendo. O fragmentador oxidativo pode estar presente em solução ou como uma dispersão. Os compostos adequados incluem peróxidos, persulfatos, perboratos, percarbonatos, perfosfatos, hipocloritos, persilicatos e adutos de peróxido de hidrogênio tais como peróxido de hidrogênio e uréia e peróxido de magnésio. Eles no geral serão usados pelo menos naquela concentração conhecida para ser eficaz por aqueles habilitados na técnica.
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 15/30 / 21 [00039] Os fragmentadores oxidativos preferidos para incorporar no fluido de perfuração, os fluidos (incluindo fluido livre de sólidos) introduzidos no furo de poço para deslocar o fluido de perfuração, ou no polímero sólido de acordo com o método da presente invenção são peróxidos que podem decompor para gerar peróxido de hidrogênio. Dos fragmentadores oxidativos mais preferidos são percarbonatos e perboratos, mais especialmente percarbonato de sódio e perborato de sódio.
[00040] Os fragmentadores de enzima preferidos para usar no processo da presente invenção incluem aquelas enzimas conhecidas na técnica para ser útil para hidrolisar polímeros viscosificantes ou de perda de fluido e desse modo reduzir a viscosidade de composições contendo polímeros ou desintegrar tortas de filtro contendo polímero. Os fragmentadores de enzima serão selecionados na base de suas habilidades conhecidas para hidrolisar o polímero viscosificante. Normalmente o polímero viscosificante será um polissacarídeo e os fragmentadores de enzima serão selecionados na base de suas habilidades conhecidas para hidrolisar componentes de polissacarídeo na torta de filtro. Exemplos de enzimas adequadas que podem ser usadas para fragmentar polissacarídeos incluem enzimas que podem hidrolisar amido, xantana, celulose, guar, escleroglicano, succinoglicano ou derivados destes polímeros.
[00041] Em algumas formas de realização da presente invenção a eficácia dos fragmentadores oxidantes incorporados podem ser otimizados produzindo-se oxidantes mais reativos. Sob certas condições, por exemplo quando um peróxido é introduzido, a produção de peróxido de hidrogênio na presença do ácido orgânico pode resultar na formação de um perácido que é um oxidante mais eficaz que o peróxido de hidrogênio. A hidrólise de ésteres na presença de peróxido de hidrogênio pode também resultar na produção de perácidos. Ésteres são conhecidos para serem hidrolisados por hidrolases (EC 3) tal como uma lipase (EC 3.1.1.3), uma esterase (EC 3.1.1.1) ou uma
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 16/30 / 21 protease (EC 3.4) na presença de peróxido de hidrogênio ou outros peróxidos para formar um perácido (US 3.974.082; US 5.108.457; US 5.296.161; US 5.338.474; US 5.352.594; US 5.364.554). Os perácidos produzidos in situ por tais enzimas foram usados para aplicações de branqueamento. Perácidos são oxidantes mais eficazes que peróxidos, particularmente na faixa de temperatura de 25 a 80°C. Consequentemente, ésteres, enzimas que hidrolisam éster, peróxido de hidrogênio ou compostos que geram peróxido de hidrogênio podem ser incorporados no fluido de perfuração, no fluido livre de sólidos introduzidos no furo de poço para deslocar o fluido de perfuração, ou no polímero sólido da presente invenção. A hidrólise de poliésteres na presença de peróxido de hidrogênio também é esperada gerar perácidos. [00042] Em certas formas de realização da presente invenção, pode ser desejável usar mais que um tipo de fragmentador de polímero, por exemplo um oxidante pode ser usado em combinação com um fragmentador de enzima no caso onde dois polissacarídeos estão presentes, mas apenas um é passível de ataque por uma enzima.
[00043] Os polímeros sólidos podem se desejado conter outros materiais por dissolução, dispersão ou encapsulação. Os outros materiais podem incluir fragmentadores de polímero. A hidrólise do polímero sólido liberará os fragmentadores de polímero ou outros materiais adicionados. No caso de fragmentadores de polímero encapsulados no polímero, a liberação no geral seguirá a hidrólise do polímero sólido e produção de ácido e no caso de materiais dissolvidos ou dispersados, a liberação será coincidente com a produção de ácido. Uma função dos materiais adicionados é ajustar a gravidade específica do polímero sólido para o valor desejado para incorporar no fluido de perfuração. Os materiais preferidos para ajustar a gravidade específica incluem sais de metal alcalino solúvel em água e outros sais tais como são de outro modo usados para ajustar a gravidade específica de salmouras de campo petrolífero. Os outros materiais também podem
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 17/30 / 21 compreender peróxido de cálcio e bifluoreto de amônio. Onde os outros materiais são solúveis em água, dissolução do material solúvel em água coincidente com hidrólise do polímero sólido ocorrerá na presença de uma salmoura que é sub-saturada com respeito ao material solúvel em água. Isto resultará em outra desintegração da torta de filtro.
[00044] Porque ácido é produzido pela hidrólise dos polímeros sólidos, produtos químicos que reagem com ácido para produzir oxidantes desejáveis ou outros produtos químicos para tratamento da formação subterrânea pode convenientemente ser incorporado em um ou mais do fluido de perfuração, o fluido introduzido no furo de poço para deslocar o fluido de perfuração ou no polímero sólido de acordo com o método da presente invenção. Exemplos de produtos químicos adequados são peróxido de cálcio e bifluoreto de amônio. O peróxido de cálcio decompõe na presença de ácido para formar peróxido de hidrogênio e bifluoreto de amônio decompõe na presença de ácido para formar fluoreto de hidrogênio. A produção in situ de peróxido de hidrogênio ou fluoreto de hidrogênio pode ajudar ainda mais na desintegração da torta de filtro. A produção de fluoreto de hidrogênio permite a dissolução de materiais que não são facilmente solúveis em soluções de ácidos orgânicos tais como finos de silicato ou argila produzidos pelo processo de perfuração, silicato ou argilas presentes na lama de perfuração (por exemplo bentonita ou montmorilonita) ou silicato ou argilas presentes na formação, por exemplo uma formação de arenito, adjacente ao furo de poço. A geração de fluoreto de hidrogênio no processo da presente invenção pode ajudar em desintegração das tortas de filtro que contém materiais dissolvíveis por fluoreto de hidrogênio ou desintegração de tortas de filtro que são adjacentes às formações que contém materiais dissolvíveis por fluoreto de hidrogênio. [00045] O ácido glicólico pode dissolver o sulfato de cálcio. O ácido glicólico produzido por hidrólise do polímero sólido, ou introduzido diretamente no furo de poço, pode eficientemente remover o sulfato de cálcio
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 18/30 / 21 permitindo assim que sulfato de cálcio seja usado como um agente de ligação em ponte no fluido de perfuração se desejado. O ácido glicólico produzido por hidrólise de polímero sólido pode também ser eficaz em dissolver qualquer sulfato de cálcio produzido por reação entre o fluido de perfuração e fluido de formação. Outros ácidos quelantes que podem ser produzidos por hidrólise de polímero sólido e que pode dissolver outros agentes minerais de ligação em ponte ou crostas serão evidentes àqueles habilitados na técnica. [00046] Mais do que um polímero sólido com ou sem fragmentadores de polímero encapsulados dissolvidos ou dispersados, podem ser introduzidos na formação ao mesmo tempo. A dissolução completa eventual dos polímeros sólidos permite comportamento de limpeza ideal.
[00047] Todos os produtos químicos necessários para o processo da presente invenção normalmente serão de um grau técnico para reduzir o custo do processo.
[00048] Onde uma enzima é usada como um fragmentador de polímero de acordo com o processo da presente invenção, é necessário selecionar uma enzima que permanece ativa sob condições do reservatório e no fluido de tratamento por pelo menos tanto tempo quanto a atividade catalítica é necessária.
[00049] A enzima no geral é uma enzima solúvel em água. No geral é vantajoso que as enzimas sejam facilmente solúveis em água apesar das enzimas poderem também ser ativas e serem usadas em ambientes de atividade de água baixa ou sistemas de duas fases tal como emulsões ou dispersões. Tipicamente, as enzimas isoladas são usadas. As enzimas podem ser isoladas de fonte vegetal, animal, bacteriana ou fúngica. As enzimas podem ser produzidas a partir de organismos do tipo selvagem, convencionalmente cruzados, mutados ou geneticamente engendrados. As enzimas podem, opcionalmente, ser modificadas quimicamente, contanto que elas conservem ou possuam a capacidade catalítica desejada. Preferivelmente,
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 19/30 / 21 as enzimas serão enzimas industriais disponíveis a granel de fontes comerciais.
[00050] Embora a maior parte do ácido seja produzida a partir de hidrólise do polímero sólido depois que a torta de filtro é formada, traços de ácido presente no fluido de perfuração que surgem de hidrólise dos polímeros sólidos durante a perfuração, podem potencialmente conduzir para dissolução prematura de porções solúveis em ácidos da torta de filtro. Esta situação pode ser evitada incorporando-se em fluidos de perfuração da presente invenção de uma quantidade adequada de uma base ou um tampão que manteria o pH em um nível acima daquele em que a erosão da torta de filtro ocorreria por pelo menos o período de tempo necessário para perfurar o furo de poço na formação que porta hidrocarboneto ou água.
[00051] Similarmente, a dissolução prematura de torta de filtro devido a fragmentadores de polímero atacando a torta de filtro pode ser tratada usando-se preparações de liberação controlada de fragmentador de polímero tal como serão conhecidos àqueles habilitados na técnica, incluindo, mas não sendo limitado às preparações em que o fragmentador de polímero é incorporado no polímero sólido por encapsulação, dissolução ou dispersão. Normalmente, entretanto, os fragmentadores de polímero não estarão presentes no fluido de perfuração visto que eles de outro modo reduziriam a viscosidade abaixo do valor desejado. Preferivelmente, um ou mais fragmentadores de polímero serão introduzidos no furo de poço no fluido livre de sólidos que é usado para deslocar o fluido de perfuração. O fragmentador de polímero estará presente em uma quantidade suficiente para ajudar na desintegração adicional da torta de filtro devido a degradação de polímeros presentes na torta de filtro. Esta desintegração é além daquela causado por dissolução de polímero sólido e dissolução de qualquer material solúvel em ácido presente na torta de filtro.
[00052] A desintegração de uma torta de filtro de acordo com o
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 20/30 / 21 processo da presente invenção pode opcionalmente ser usada em combinação com agentes de desintegração da torta de filtro convencionais outros que não fragmentadores de polímero. Estes são bem conhecidos àqueles habilitados na técnica incluindo ácidos, combinações que geram ácidos tal como ésteres e enzimas que hidrolisam éster, e agentes quelantes. Os componentes de tais tratamentos químicos podem convenientemente ser incluídos nos fluidos usados para deslocar o fluido de perfuração do furo de poço.
[00053] O fluido de perfuração e o fluido livre de sólidos usados para deslocar o fluido de perfuração podem ser preparados por qualquer método de preparar tais fluidos que são bem conhecidos àqueles habilitados na técnica. Os fluidos normalmente apenas serão usados para perfurar através do intervalo da produção. Outros fluidos de perfuração serão usados para perfurar através de outras zonas.
[00054] A presente invenção fornece ainda um fluido de perfuração adequado para perfurar em uma formação subterrânea que contém como um agente de ligação em ponte um ou mais polímeros sólidos capazes de serem convertidos por hidrólise em um ou mais ácidos orgânicos. O ou cada polímero sólido pode ser como definido acima em conexão com o processo da invenção. Preferivelmente o polímero sólido é um poliéster.
[00055] As quantidades de polímero sólido presente no fluido de perfuração dependerá da característica requerida do fluido de perfuração e das quantidades dos outros componentes do fluido de perfuração. No geral, a formulação escolhida resultará em uma torta de filtro que contém suficiente do polímero sólido tal que quando o polímero sólido hidrolisa, causará desintegração suficiente da torta de filtro (sozinho ou em combinação com a dissolução de material solúvel em ácido na torta de filtro e/ou degradação de polímeros na torta de filtro se fragmentadores de polímero já estão presente) para aumentar e de preferência restaurar substancialmente a permeabilidade de formação àquela que existiu antes de perfurar o poço.
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 21/30 / 21 [00056] Tipicamente um volume de polímero sólido será usado que substituirá todo ou parte do volume de material particulado tipicamente presente em um fluido de perfuração. Tipicamente, até cerca de 60% em peso de sólidos estão presentes em um fluido de perfuração, que pode ser até cerca de 20% em volume. Consequentemente, entre cerca de 1% e 25% e preferivelmente cerca de 5 a 20% em volume de polímero sólido pode ser incorporado em fluidos de perfuração de acordo com o método da presente invenção.
[00057] Onde fragmentadores de polímero são incorporados em fluidos de acordo com o método da presente invenção, eles serão incorporados em uma concentração suficiente para contribuir para a desintegração da torta de filtro. Fragmentadores de polímero enzimáticos tipicamente serão usados em preparações líquidas comerciais a 0,05% a 5% v/v ou a quantidade equivalente de preparação de enzima seca. As quantidades de fragmentador de polímero oxidativo usado dependerá do tipo de fragmentador utilizado, mas será da ordem de 0,005 a 60 Kg/m3, preferivelmente 0,2 a 10 Kg/m3. Se os fragmentadores de polímero são incorporados em polímero sólido eles também serão incorporados em uma concentração suficiente para contribuir para a desintegração da torta de filtro.
[00058] No geral o fluido de perfuração e o fluido livre de sólidos usados para deslocar o fluido de perfuração serão aquosos. O polímero sólido pode, entretanto, ser incorporado em fluido de perfuração com base em hidrocarbonetos. A dissolução de torta de filtro requer a presença de água. No deslocamento de um fluido com base em hidrocarboneto a um fluido com base em água, cuidado precisará ser tomado para evitar a formação de emulsões. Problemas potenciais em realizar as operações de deslocamento de fluido e métodos de superar estes problemas serão bem conhecidos àqueles habilitados na técnica.
[00059] A presente invenção tem as seguintes vantagens particulares
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 22/30 / 21 em relação à técnica anterior [00060] A perfuração usando formulações do fluido de perfuração da presente invenção produz uma torta de filtro que é auto-limpante. As formulações do fluido de perfuração são de risco baixo. O processo desintegra as tortas de filtro ao longo do total do intervalo de produção com boa cobertura zonal. O uso de métodos de limpeza com base em ácido convencionais não é requerido que tenha vantagens operacionais, de saúde e segurança. A torta de filtro contendo tanto carbonato quanto polímeros pode ser simples e convenientemente desintegrada perfurando-se um poço com formulações do fluido de perfuração da presente invenção e deslocando para fragmentadores de polímero contendo fluido livre de sólidos. A desintegração de torta de filtro a seguir da compactação com cascalho e outros acabamentos de controle de areia pode ser obtido sem a incorporação de produtos químicos de tratamento no fluido de compactação com cascalho ou um tratamento subsequente do poço compactado com cascalho. Os componentes do sistema no geral são ambientalmente aceitáveis. Os fluidos usados para remover a torta de filtro não são altamente corrosivos. O uso de inibidores de corrosão é, portanto no geral não necessário que proporcione benefícios ambientais adicionais.
[00061] A invenção será mais ilustrada pelos seguintes exemplos:
EXEMPLO 1 [00062] 1 g de ácido poliglicólico em pó foi adicionado a tubos de 50 ml contendo 10 ml de água e 2 g de carbonato de cálcio (tamanho da partícula média de 50 mícrons). Os tubos foram tampados e incubados em 25°C, 60°C e 80°C. A dissolução de carbonato de cálcio (devido a ácido glicólico liberado por hidrólise do ácido poliglicólico) foi monitorado pegando-se amostras do fluido aquoso, separando o material particulado por centrifugação e analisando o cálcio solúvel usando um método de ensaio colorimétrico. [00063] A quantidade de carbonato de cálcio dissolvido depois de 24
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 23/30 / 21 horas foi 6, 20 e 40 g/l em 25°C, 60°C e 80°C respectivamente.
EXEMPLO 2 [00064] 1 g de grânulos de ácido polilático (diâmetro de 2,5 mm médio) foi adicionado aos tubos de 50 ml contendo 10 ml de água e 2 g de carbonato de cálcio (tamanho da partícula média 50 mícrons). Os tubos foram tampados e incubados em 80°C e 95°C. A dissolução de carbonato de cálcio (devido ao ácido láctico liberado por hidrólise do ácido polilático) foi monitorado pegando-se amostras do fluido aquoso, separando o material particulado por centrifugação e analisando o cálcio solúvel usando um processo de ensaio colorimétrico.
[00065] A quantidade de carbonato de cálcio dissolvido depois de 24 horas foi 2,5 e 12,4 g/l em 80°C e 95°C respectivamente.
EXEMPLO 3 [00066] 1,000g de ácido polilático moído (diâmetro médio 400 mícrons) foi adicionado a 75 ml de água deionizada e colocado em uma célula de pressão alta, de temperatura alta Ofite (HPHT). A célula foi selada e aquecida a 121 graus C. Depois aproximadamente 23 horas, 48 horas ou 69 horas (três rodadas separadas) a célula foi aberta e qualquer material não dissolvido coletado e seco ao ar até peso constante. A porcentagem do PLA inicial dissolvido foi então determinada.
| Tempo a 121°C (horas) | Porcentagem de PLA dissolvido | pH da solução (por tira indicadora de pH) |
| 0 | 0 | |
| 23 | 60 | 3 |
| 48 | 98 | 2* |
| 69 | 100 | 2 |
(*2,85 por medidor de pH) [00067] Estes resultados indicam que a hidrólise requer dezenas de horas em 121 graus C. O baixo pH indica que a produção de ácido láctico é associada com a hidrólise do ácido polilático.
[00068] Os exemplos mostram que o ácido poliglicólico e ácido polilático hidrolisam em contato com água. O carbonato de cálcio é dissolvido
Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 24/30 / 21 por ácido produzido pela hidrólise dos polímeros sólidos. Eles mostram ainda que a taxa de produção de ácido é uma função da composição do polímero e da temperatura. A hidrólise de polímeros de poliéster presentes em uma torta de filtro conduzirá à desintegração da torta de filtro. A produção de ácido orgânico associado ajudará ainda mais na desintegração de tortas de filtro contendo carbonato e tortas de filtro em contato com uma formação de carbonato.
Claims (25)
- REIVINDICAÇÕES1. Processo para produzir uma torta de filtro de auto-desintegração em uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de compreender as etapas de:(a) incorporar em um fluido de perfuração um polímero sólido capaz de ser convertido por hidrólise em um ou mais ácidos orgânicos, em que o fluido de perfuração compreende pelo menos um agente viscosificante;(b) usar o fluido de perfuração para perfurar um furo de poço na formação subterrânea tal que o polímero sólido no fluido de perfuração contribui para a formação de uma torta de filtro; e, (c) permitir que o polímero sólido hidrolise na presença de água e rompa a integridade da torta de filtro.
- 2. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o polímero sólido é um poliéster.
- 3. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o polímero sólido é um poliéster alifático.
- 4. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que o polímero sólido é um polímero que compreende um ou mais dentre ácido lático, lactídeo, ácido glicólico, glicolídeo, caprolactona e (opcionalmente) outros compostos hidróxi, ácido carboxílico ou ácido hidróxicarboxílico que podem condensar com ácido lático, lactídeo, ácido glicólico, glicolídeo ou caprolactona.
- 5. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que o polímero sólido é um polímero que produz um ou mais ácidos orgânicos na hidrólise.
- 6. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que o polímero sólido é um polímero que produz ácido láctico ou ácido glicólico na hidrólise.
- 7. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6,Petição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 26/302 / 4 caracterizado pelo fato de que o polímero sólido está na forma de uma esfera, cilindro, cubóide, fibra, pó ou conta, ou outra configuração.
- 8. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que o ácido produzido por hidrólise do polímero sólido dissolve o material solúvel em ácido presente na torta de filtro ou formação adjacente.
- 9. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que o fluido de perfuração compreende o polímero sólido em uma quantidade de 1 a 25% v/v.
- 10. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que o fluido de perfuração compreende ainda um fragmentador de polímero ou o polímero sólido compreende ainda um fragmentador de polímero.
- 11. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 10, caracterizado pelo fato de que compreende ainda o deslocamento do fluido de perfuração com um fluido compreendendo um fragmentador de polímero.
- 12. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 ou 11, caracterizado pelo fato de que o fragmentador de polímero é uma enzima hidrolase.
- 13. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 12, caracterizado pelo fato de que o fragmentador de polímero é uma enzima que hidrolisa polissacarídeo.
- 14. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 13, caracterizado pelo fato de que o fragmentador de polímero é uma enzima que pode hidrolisar amido, xantana, celulose, guar, escleroglicano ou succinoglicano ou um derivado de qualquer um destes polímeros.
- 15. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 ou 11, caracterizado pelo fato de que o fragmentador de polímero é um oxidante.
- 16. Processo de acordo com a reivindicação 15, caracterizado peloPetição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 27/303 / 4 fato de que o fragmentador de polímero é um oxidante selecionado de persulfato, hipoclorito, peróxido, perborato, percarbonato, perfosfato, persilicato, cátion metálico e aduto de peróxido de hidrogênio.
- 17. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 16, caracterizado pelo fato de que o fragmentador de polímero está na forma de uma preparação de liberação retardada.
- 18. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 17, caracterizado pelo fato de que o ou cada fragmentador de polímero é incorporado no polímero sólido por (a) encapsulação, para permitir sua liberação controlada coincidente com ou depois da produção de ácido, ou (b) dissolução ou dispersão, para permitir sua liberação controlada coincidente com produção de ácido.
- 19. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 18, caracterizado pelo fato de que o polímero sólido ou fluido de perfuração e, consequente, torta de filtro compreende ainda peróxido de cálcio e em que o ácido produzido por hidrólise do polímero sólido leva à geração de peróxido de hidrogênio.
- 20. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 19, caracterizado pelo fato de que o polímero sólido, fluido de perfuração ou fluido livre de sólidos compreende ainda bifluoreto de amônio e em que o ácido produzido por hidrólise do polímero sólido leva à geração de fluoreto de hidrogênio.
- 21. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 20, caracterizado pelo fato de que o fluido de perfuração compreende ainda sulfato de cálcio como um agente de ligação em ponte.
- 22. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 21, caracterizado pelo fato de que o fragmentador de polímero está presente em uma quantidade suficiente para romper ainda mais a integridade da torta de filtro.
- 23. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 22, caracterizado pelo fato de que a formação subterrânea contém hidrocarboneto ouPetição 870180151349, de 13/11/2018, pág. 28/304 / 4 água e em que o processo compreende ainda recuperar um hidrocarboneto ou água da formação tratada.
- 24. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 23, caracterizado pelo fato de que o polímero sólido compreende ainda um ou mais outros materiais incorporados no polímero sólido por dissolução dispersão ou encapsulação.
- 25. Processo de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato de que o um ou mais outros materiais são selecionados de fragmentadores de polímero, materiais ajustadores da gravidade específica, peróxido de cálcio e bifluoreto de amônio.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB0406998A GB2412391A (en) | 2004-03-27 | 2004-03-27 | Process for disruption of filter cakes |
| GB0406998.5 | 2004-03-27 | ||
| PCT/GB2005/001193 WO2005095538A1 (en) | 2004-03-27 | 2005-03-24 | Process for disruption of filter cakes |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0509303A BRPI0509303A (pt) | 2007-09-04 |
| BRPI0509303B1 true BRPI0509303B1 (pt) | 2019-04-24 |
Family
ID=32188882
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0509303-1A BRPI0509303B1 (pt) | 2004-03-27 | 2005-03-24 | Processo para produzir uma torta de filtro de autodesintegração em uma formação subterrânea |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7935660B2 (pt) |
| CN (1) | CN1977027B (pt) |
| BR (1) | BRPI0509303B1 (pt) |
| CA (1) | CA2560939C (pt) |
| GB (3) | GB2412391A (pt) |
| NO (1) | NO344548B1 (pt) |
| RU (1) | RU2373250C2 (pt) |
| WO (1) | WO2005095538A1 (pt) |
Families Citing this family (40)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8367589B2 (en) * | 2005-01-24 | 2013-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation |
| US7833949B2 (en) * | 2005-01-24 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation |
| NL1032588C2 (nl) * | 2006-09-27 | 2008-03-28 | Oasen N V | Horizontale put. |
| US8387696B2 (en) | 2007-08-03 | 2013-03-05 | M-I L.L.C. | Delayed breaker |
| CL2008003040A1 (es) * | 2007-10-15 | 2009-10-30 | Kemira Chemicals Inc | Fluido de tratamiento de pozos que comprende agua, al menos un polimero hidratable y percarbonato de sodio granulado con un revestimiento de liberacion retardada, cuyo revestimiento es un silicato de metal alcalino o una mezcla de acrilato de estireno y acrilato de butilo; y proceso de fracturacion de una formacion subterranea. |
| US8575073B2 (en) * | 2008-06-20 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Slickwater treatment fluid and method |
| US20100042465A1 (en) * | 2008-08-14 | 2010-02-18 | Adam Pritchard | Audience Manager and Custom Segments |
| BRPI0921008A2 (pt) * | 2008-11-13 | 2015-12-15 | Mi Llc | agentes de formação de ponte particulados usados para a formação e a ruptura de bolos de filtro em furos de poço. |
| US10717922B2 (en) | 2009-05-13 | 2020-07-21 | Abdullah Al-Dhafeeri | Composition and method for stimulation of oil production in sandstone formations |
| US9290689B2 (en) | 2009-06-03 | 2016-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated tracers |
| US8393395B2 (en) | 2009-06-03 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated chemical during fracturing |
| CN101955764B (zh) * | 2009-07-20 | 2013-04-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 无固相钻井液滤饼解除体系 |
| CN102040991B (zh) * | 2009-10-13 | 2013-04-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低固相钻井液滤饼解除体系 |
| US20110186293A1 (en) * | 2010-02-01 | 2011-08-04 | Gurmen M Nihat | Use of reactive solids and fibers in wellbore clean-out and stimulation applications |
| CA2808762C (en) | 2010-08-26 | 2020-06-30 | Tech-Star Fluid Systems Inc. | Drilling fluid and method for drilling |
| BR112013012993A2 (pt) * | 2010-11-25 | 2016-09-13 | Bp Exploration Operating | consolidação |
| CN102212347A (zh) * | 2011-04-21 | 2011-10-12 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 强抑制抗温200℃、高密度抗盐钻井液的配方及制备方法 |
| CN102212346A (zh) * | 2011-04-21 | 2011-10-12 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 强抑制抗温220℃、高密度抗盐钻井液的配方及制备方法 |
| CN102627954B (zh) * | 2012-03-26 | 2013-08-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 可控制定时集中释放过硫酸钠微胶囊及其制备方法 |
| CN103571447A (zh) * | 2012-08-03 | 2014-02-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 钻井液用自清除暂堵剂及制备方法 |
| JP6183039B2 (ja) * | 2012-12-12 | 2017-08-23 | 東洋製罐株式会社 | 掘削用分散液及びこれを用いた採掘方法 |
| CN104854215B (zh) * | 2012-12-12 | 2018-03-13 | 东洋制罐集团控股株式会社 | 挖掘用分散液和使用分散液采掘地下资源的方法 |
| CN104919022B (zh) * | 2013-01-18 | 2016-07-27 | 株式会社吴羽 | 坑井处理液材料以及含有该坑井处理液材料的坑井处理液 |
| JP6343924B2 (ja) * | 2013-02-15 | 2018-06-20 | 東洋製罐株式会社 | 掘削用分散液及び該分散液を用いた掘削方法 |
| US20140262228A1 (en) | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mechanically Degradable Polymers For Wellbore Work Fluid Applications |
| WO2015017633A1 (en) * | 2013-08-02 | 2015-02-05 | Dow Global Technologies Llc | Encapsulated internal filter cake breakers with improved release properties |
| WO2015020666A1 (en) * | 2013-08-09 | 2015-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing or gravel-packing fluid with cmhec in brine |
| US10294411B2 (en) * | 2013-08-09 | 2019-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing or gravel-packing fluid with CMHEC in brine |
| GB201323127D0 (en) | 2013-12-30 | 2014-02-12 | Darcy Technologies Ltd | Downhole apparatus |
| JP6264960B2 (ja) * | 2014-03-11 | 2018-01-24 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | ポリ乳酸組成物 |
| CN105273702B (zh) * | 2014-07-17 | 2018-06-15 | 天津大港油田石油工程研究院钻采技术开发有限公司 | 无固相防硫化氢低伤害洗井液及其制备方法 |
| CN104449621B (zh) * | 2014-12-18 | 2017-06-06 | 中国石油大学(华东) | 一种高效固井冲洗液体系 |
| US9809716B2 (en) | 2015-01-14 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for protecting acid-reactive substances |
| US10400527B2 (en) * | 2015-12-10 | 2019-09-03 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole in-situ heat generation to remove filtercake |
| CN106350046A (zh) * | 2016-08-30 | 2017-01-25 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种温控型泥饼清除液及制备方法和应用 |
| CN109694701B (zh) * | 2017-10-20 | 2021-04-23 | 湖北汉科新技术股份有限公司 | 一种暂堵修井液及其暂堵剂、制备和使用方法 |
| US10934474B2 (en) | 2018-09-13 | 2021-03-02 | Baker Hughes Holdings Llc | Method to generate acidic species in wellbore fluids |
| US11319477B2 (en) | 2019-10-16 | 2022-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Breaker additives for extended delay in removal of oil-based filter cakes |
| CN110776879A (zh) * | 2019-11-04 | 2020-02-11 | 新疆大德广源石油技术服务有限公司 | 强抑制聚束环保钻完井液 |
| US12065611B1 (en) * | 2023-04-05 | 2024-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sized bridging agents, low density pill and fluid compositions comprising said agents, and methods of controlling fluid loss and formation damage using said compositions |
Family Cites Families (48)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3974082A (en) | 1972-08-21 | 1976-08-10 | Colgate-Palmolive Company | Bleaching compositions |
| US4175042A (en) | 1976-10-26 | 1979-11-20 | Texas Brine Corporation | Well completion and work over fluid and method of use |
| US4387769A (en) * | 1981-08-10 | 1983-06-14 | Exxon Production Research Co. | Method for reducing the permeability of subterranean formations |
| US4526695A (en) * | 1981-08-10 | 1985-07-02 | Exxon Production Research Co. | Composition for reducing the permeability of subterranean formations |
| US4585482A (en) | 1984-05-25 | 1986-04-29 | Southern Research Institute | Long-acting biocidal compositions and method therefor |
| US5352594A (en) | 1984-05-29 | 1994-10-04 | Genecor, Inc. | Selection and method of making enzymes for perhydrolysis system and for altering substrate specificity, specific activity and catalytic efficiency |
| US5364554A (en) | 1986-06-09 | 1994-11-15 | The Clorox Company | Proteolytic perhydrolysis system and method of use for bleaching |
| US5296161A (en) | 1986-06-09 | 1994-03-22 | The Clorox Company | Enzymatic perhydrolysis system and method of use for bleaching |
| US5108457A (en) | 1986-11-19 | 1992-04-28 | The Clorox Company | Enzymatic peracid bleaching system with modified enzyme |
| US4957165A (en) | 1988-02-16 | 1990-09-18 | Conoco Inc. | Well treatment process |
| US4848467A (en) | 1988-02-16 | 1989-07-18 | Conoco Inc. | Formation fracturing process |
| US4986354A (en) | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Composition and placement process for oil field chemicals |
| US4986353A (en) | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Placement process for oil field chemicals |
| US4961466A (en) | 1989-01-23 | 1990-10-09 | Halliburton Company | Method for effecting controlled break in polysaccharide gels |
| US4986355A (en) | 1989-05-18 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker |
| US5338474A (en) | 1992-02-25 | 1994-08-16 | Lever Brothers Company, Division Of Conopco, Inc. | System for releasing bleach from a bleach precursor in the wash using an enzyme activator |
| US5201370A (en) * | 1992-02-26 | 1993-04-13 | Bj Services Company | Enzyme breaker for galactomannan based fracturing fluid |
| US5278256A (en) | 1992-09-16 | 1994-01-11 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Rapidly degradable poly (hydroxyacid) compositions |
| US5325921A (en) | 1992-10-21 | 1994-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of propagating a hydraulic fracture using fluid loss control particulates |
| GB9308884D0 (en) | 1993-04-29 | 1993-06-16 | Archaeus Tech Group | Acidising oil reservoirs |
| US5439057A (en) | 1994-04-29 | 1995-08-08 | Halliburton Company | Method for controlling fluid loss in high permeability formations |
| US5547026A (en) * | 1995-04-19 | 1996-08-20 | Bj Services Company | Crosslinked guar based blocking gel system for use at low to high temperatures |
| US5680900A (en) | 1996-07-23 | 1997-10-28 | Halliburton Energy Services Inc. | Method for enhancing fluid loss control in subterranean formation |
| AU8351698A (en) * | 1997-07-23 | 1999-02-16 | Cleansorb Limited | Methods for deposition of materials in underground reservoirs |
| US6131661A (en) * | 1998-08-03 | 2000-10-17 | Tetra Technologies Inc. | Method for removing filtercake |
| US6140277A (en) | 1998-12-31 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion |
| US6599863B1 (en) | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
| GB9906484D0 (en) * | 1999-03-19 | 1999-05-12 | Cleansorb Ltd | Method for treatment of underground reservoirs |
| GB9915354D0 (en) * | 1999-07-02 | 1999-09-01 | Cleansorb Ltd | Method for treatment of underground reservoirs |
| RU2168000C2 (ru) * | 1999-08-24 | 2001-05-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Способ очистки ствола скважины |
| US6432885B1 (en) | 1999-08-26 | 2002-08-13 | Osca, Inc. | Well treatment fluids and methods for the use thereof |
| 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 |
| US6394185B1 (en) | 2000-07-27 | 2002-05-28 | Vernon George Constien | Product and process for coating wellbore screens |
| US6494263B2 (en) * | 2000-08-01 | 2002-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
| US7052901B2 (en) * | 2000-10-31 | 2006-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Bacteria-based and enzyme-based mechanisms and products for viscosity reduction breaking of viscoelastic fluids |
| US6453545B1 (en) * | 2000-12-06 | 2002-09-24 | General Electric Company | Compact inflatable device for applying localized pressure to turbine generator armature bars |
| US6605570B2 (en) * | 2001-03-01 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
| US7066260B2 (en) * | 2002-08-26 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolving filter cake |
| US6817414B2 (en) | 2002-09-20 | 2004-11-16 | M-I Llc | Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up |
| CN100378189C (zh) | 2002-10-28 | 2008-04-02 | 索菲泰克公司 | 自破坏型滤饼 |
| US6877563B2 (en) * | 2003-01-21 | 2005-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and completing well bores |
| US7674753B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations |
| US7829507B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
| US7195068B2 (en) | 2003-12-15 | 2007-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations |
| US7475728B2 (en) | 2004-07-23 | 2009-01-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of use in subterranean formations |
| US7553800B2 (en) * | 2004-11-17 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations |
| US7648946B2 (en) | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
| US20070123433A1 (en) | 2005-11-30 | 2007-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods using zeolite and a delayed release acid for treating a subterranean formation |
-
2004
- 2004-03-27 GB GB0406998A patent/GB2412391A/en not_active Withdrawn
-
2005
- 2005-03-24 GB GB0620936A patent/GB2429735B/en not_active Expired - Lifetime
- 2005-03-24 CA CA2560939A patent/CA2560939C/en not_active Expired - Lifetime
- 2005-03-24 RU RU2006137842/04A patent/RU2373250C2/ru active
- 2005-03-24 WO PCT/GB2005/001193 patent/WO2005095538A1/en active Application Filing
- 2005-03-24 GB GB0813702A patent/GB2448840B/en not_active Expired - Lifetime
- 2005-03-24 CN CN2005800165427A patent/CN1977027B/zh not_active Expired - Lifetime
- 2005-03-24 BR BRPI0509303-1A patent/BRPI0509303B1/pt active IP Right Grant
- 2005-03-24 US US10/594,394 patent/US7935660B2/en active Active
-
2006
- 2006-10-26 NO NO20064879A patent/NO344548B1/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2412391A (en) | 2005-09-28 |
| CN1977027A (zh) | 2007-06-06 |
| GB0620936D0 (en) | 2006-12-13 |
| GB2448840A (en) | 2008-10-29 |
| US20070204997A1 (en) | 2007-09-06 |
| CN1977027B (zh) | 2012-11-14 |
| RU2373250C2 (ru) | 2009-11-20 |
| GB2448840B (en) | 2009-03-18 |
| US7935660B2 (en) | 2011-05-03 |
| GB2429735A (en) | 2007-03-07 |
| NO20064879L (no) | 2006-10-26 |
| GB0406998D0 (en) | 2004-04-28 |
| WO2005095538A1 (en) | 2005-10-13 |
| GB0813702D0 (en) | 2008-09-03 |
| NO344548B1 (no) | 2020-01-27 |
| BRPI0509303A (pt) | 2007-09-04 |
| CA2560939C (en) | 2012-07-03 |
| CA2560939A1 (en) | 2005-10-13 |
| GB2429735B (en) | 2008-12-10 |
| RU2006137842A (ru) | 2008-05-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BRPI0509303B1 (pt) | Processo para produzir uma torta de filtro de autodesintegração em uma formação subterrânea | |
| CA2560938C (en) | Process for treating underground formations | |
| US6818594B1 (en) | Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use | |
| CA2390647C (en) | Method and composition for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use | |
| US6763888B1 (en) | Method for treatment of underground reservoirs | |
| US20050059557A1 (en) | Subterranean treatment fluids and methods of treating subterranean formations | |
| US8387696B2 (en) | Delayed breaker | |
| US20100252267A1 (en) | Process for treatment of underground formations | |
| AU2012346468A1 (en) | Methods for initiating new fractures in a completed wellbore having existing fractures present therein | |
| US20110214859A1 (en) | Clean Viscosified Treatment Fluids and Associated Methods | |
| EP2024602A1 (en) | Energized fluid for generating self-cleaning filter cake | |
| US20020193343A1 (en) | Controlled enzymatic degradation of guar galactomannan solutions using enzymatic inhibition | |
| GB2412390A (en) | Process for acid fracturing of underground formations | |
| MXPA06010959A (en) | Process for disruption of filter cakes | |
| GB2449021A (en) | Protecting screens using a polymer | |
| MXPA06010961A (en) | Process for treating underground formations | |
| US20100132951A1 (en) | Controlled De-functionalization of Filtercakes and Other Downhole Compositions |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
| B09B | Patent application refused [chapter 9.2 patent gazette] |
Free format text: INDEFIRO O PEDIDO DE ACORDO COM O(S) ARTIGO(S)8O E 13 DA LPI |
|
| 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: 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 24/04/2019, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. (CO) 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 24/04/2019, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS |