CN1141352C - 非粘土型生物可降解钻井液及使用该钻井液的方法 - Google Patents

非粘土型生物可降解钻井液及使用该钻井液的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN1141352C
CN1141352C CNB97195433XA CN97195433A CN1141352C CN 1141352 C CN1141352 C CN 1141352C CN B97195433X A CNB97195433X A CN B97195433XA CN 97195433 A CN97195433 A CN 97195433A CN 1141352 C CN1141352 C CN 1141352C
Authority
CN
China
Prior art keywords
drilling fluid
water
mixture
fluid
drilling
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CNB97195433XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN1221445A (zh
Inventor
����³��W����
安德鲁·W·廖
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Halliburton Energy Services Inc
Original Assignee
Halliburton Energy Services Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Services Inc filed Critical Halliburton Energy Services Inc
Publication of CN1221445A publication Critical patent/CN1221445A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN1141352C publication Critical patent/CN1141352C/zh
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K3/00—Materials not provided for elsewhere
    • 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
    • C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Biological Depolymerization Polymers (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
  • Cultivation Of Plants (AREA)

Abstract

用一种干混合添加物生成无粘土即非粘土型、无无机盐、可生物降解的水基钻井液。它能赋于水系统具有非牛顿流体性能、假塑性和液体流失控制性能，用于水平方向钻井。该干混合物组分包括：约80-90重量份的预凝胶化玉米淀粉多糖，约10-20重量份的合成生物聚合物，如被分散剂(乙二醛)处理过的黄原胶。此干燥混合物以每桶(42加仑)12-15磅干混合物的量加到淡水或酸性水中，为土壤和地下修复的水平井钻井用作钻井液。

Description

非粘土型生物可降解钻井液及使用该钻井液的方法
发明背景
本发明涉及能赋于水系统具有非牛顿流体性、假塑性和液体流失控制性能的一种组合物。尤其是，本发明涉及一种水基的、无粘土的、无无机盐的而且生物可降解的钻井液的形成物，用于挖掘横向井为土壤和地下水的修复。
地表下环境的修复，如在污染的土壤和地下水中去除污染物，最常用的方法之一是首先向污染区域或羽状地带挖一个无论是竖向井或横向井(水平井)，然后安装一个抽引井，用空气或液体从抽出的污染地下水中提取污染物。竖向的输送系统和回收系统都是土壤和地下水恢复中最传统的途径。近来在水平方向钻井的进展给环境的修复增加了新的广度。从几个方面原因看，钻水平井代替垂直井是有益的。传统所挖的垂直井是与污染区域的中心轴垂直的，而水平井可平行地穿过这中心轴。一个水平井可以处理过去要10个或更多的竖井处理的区域。几何学上，一个水平井提供一个的回收井网面积，从而改进了修复过程的效率。而且，水平井可通入竖井难以接近的其他区域，如污染源在建筑物下面、垃圾掩埋处、池塘以及已向外迁移的污染带。这样，水平井提供了土壤和地下水修复的一个价格合理、破坏性较小的方法。
一种钻井方法的目的，典型的是建造一个钻井既能得到一个好的井壁同时又对井网周围的基质构造的损伤最小。这种损伤一般可看作象表皮层损伤一样，是由基质构造中物理与化学的变化引起的。总的来说，物理变化包括压紧孔隙空间和将外来颗粒注入基质构造的孔隙。化学变化是通过基质构造液体及钻井液之间化学相互作用而产生的矿物质的溶解和沉淀。表皮损伤不会严格地被限制在钻井壁上。这种损伤可延续到钻井液可能达到的基质构造中，一般称为“侵害”。钻进液对基质构造的侵害程度会在掘井过程中引起困难。通常被称为液助钻井法，即在钻井中应用液体是水平方向钻井(HDD)中最通常及最传统的方法。在HDD中钻井液的基本功能包括将钻出的土壤或岩石屑输送到地面；冷却和清洁钻头或扩孔钻具；减少钻井套管和井壁间的摩擦；稳固井孔，特别是在软土构造中；传动水力掘进和土壤的修整。除了能实现上述功能外，在HDD中所用的钻井液还应该在环境方面是有益的和容易操作的。一种被称为生物可降解即可被生物降解的钻井液是环境定向井设置的最需要的钻井液体。
一般说来，钻井液可以是粘土基的，如怀俄明膨润土，或是无粘土的，如盐水中聚合物浆料。水是一种非粘土液体，仅用水不能将钻屑从钻孔中带到地面上。在钻井液体中，粘土基的钻井液多年来在这个领域占主导地位。因为传统的广泛掌握的理论认为：钻井液中适合产生颗粒输载能力的粘度只有用一种具有搅溶性质的钻井液体才能获得。此粘度必须由具有足够凝胶强度的物质来提供，以防止在钻井液停止搅动时钻屑从钻井液中分离出来。为了得到所需的搅溶性或凝胶强度而使用了水合粘土或胶体粘土如钠基膨润土。作出结果，这类钻井液被归于钻井“泥浆”。钻井泥浆的使用提供了汇合钻井液两种基本条件的方法，即为井孔清理所需的粘度和钻屑传送所需的凝胶强度。然而，粘土基钻井泥浆在井孔壁形成泥浆滤饼并很难在钻井掘进过程中去除。再者，粘土基钻井泥浆中的粘土颗粒在形成泥浆饼以前有可能进入地层构造中，这样地层构造的渗透性和孔隙度可能会降低。当地层构造的渗透性降低时，从被污染的土壤或地下水中抽取污染物的能力下降。土基钻井泥浆的另一些缺点是它们不是生物可分解的，需要输送到指定的地点去处理，这样增加了钻井运作的成本。
不含粘土(非粘土型)的钻井液，如淡水，避免了很多粘土基钻井液的问题，但可引起基质构造的水解和蚀裂。不过，加有适当添加剂的水可提供具有钻井液那些基本要求的钻井液。当一种非粘土型粘井液需要相对高的粘度如凝胶强度时，例如当它用于水平方向钻井时，一般必须使用添加剂。它可以是单一化合物或多种化合物的混合物组成，以使钻井液变稠到使其具有必须的运载能力和合适的钻孔清理能力。广泛掌握和接受的理论是非粘土型钻井液应呈现假塑性，当此钻井液在如那些在环状通路中遇到的低剪切力作用下，其粘度必须是以防止钻井颗粒物从钻井液中分离出来。后面将讨论过去文献中叙述过的可被加到水中生成具有假塑性的水基钻井液的材料。
钻井，无论是竖井还是水平井，所用钻井液的另一项要求是低的液体流失或过滤速度，如同在油井或气井钻井技术中所适用的一样。钻井液仅有合适的粘度和凝胶强度还不足以防止钻屑在钻井液循环停止后从钻井液中沉淀出来。假如钻井液不具有低过滤流失，会造成钻井液流失到基质构造中，特别是当钻入在不稳定的地层构造如沙土的情况时更是这样。在题目为“在钻高偏斜井时钻井液是关键”〔发表于国际石油工程师1988年2月，24-28页(Petroleum Engineer International，Feb，1988，pp.24-28)〕一文中，B.Byrd和M.Zamora叙述了在钻高偏斜井时为土层构造损伤减少到最低限度，过滤控制的重要性。一个具有低过滤速率的钻井液仅允许少量的水从钻井液中在钻孔普通的压差下扩散到井周围的地层构造中。
在美国专利No.4,240,915中，Block揭示了一种水基的非粘土型粘井液，它适合于往地下地层构造中钻孔时循环使用，此钻井液包含水、抑制失水剂、增重剂和增粘剂，增粘剂是在高速度振荡下使一种水溶性的碱金属铝酸盐(Na2O·Al2O3·3H2O)和从含有一种无机酸或一种强酸弱碱盐的一组化合物中选出的水溶性酸性化合物混合而生成的水性介质。当此钻井液在pH至少为8时钻井液中水性部分含有氢氧化铝剂量足以使该液体具有非牛顿液体性能及假塑性。
在美国专利No.4,255,268中Block揭示了用于向地下层构造钻井的一种水基的、非粘土型的钻井液，含有水、抑制失水剂、增重剂和增粘剂。其中增粘剂是一种氢氧化铁反应产物，通过在水介质中高速振荡下使一水溶性铁盐的氯化铁(FeCl3)和水溶性碱接触而生成的，此水溶性碱含有或在水中产生氢氧根基团，氢氧根与铁的比例，以Fe(OH)3为例至少为3∶1。此钻井液的水相含有氢氧化铁试剂〔Fe(OH)3〕，其含量足以使钻井液具有非牛顿流体性能和假塑性，其pH至少为8。
在美国专利No.4,264,455中，Block指出一种用于向地下地层构造钻井的水基的、非粘土型的钻井液，含有水、一种抑制失水剂和一种增粘剂的一个含水系统。此增粘剂是含有镁氢氧化物的反应产物。反应产物即含镁的氢氧化物是在水介质中在高速振荡下在大致溶于水的镁盐，如MgO，和从碱金属氧化物、碱金属氢氧化物、碱金属的弱酸盐或氢氧化铵中选出的水溶性碱之间形成的。在含有这样反应产物的钻井液的水系统中，其含量要足以使其具有非牛顿流体性能、假塑性能且pH要大于11。
在在美国专利No.4,366,070中，Block叙述了一种改进了的水基的、非粘土型钻井液，它具有高度的假塑性和液体流失控制性能。其组成是含有假定分子式为AlO(OH)的铝剂的氢氧化物和交联的羟烷基纤维素反应产物的一种混合物。组分包括：(1)含铝剂的氢氧化物，它是在水溶液中使从碱金属铝酸盐、碱金属氢氧化物和氢氧化铵中选出的一种水溶性碱剂与一种选自无机盐或氯化铝、硫酸铝、硝酸铝的水溶性酸性物在高速振荡下混合，其中至少一种是含铝剂的化合物生成的；(2)羟烷基纤维素与一种交联剂定向生成的反应产物。所用交联剂的浓度相当于相对羟烷基纤维素化学计量的至少1％。
在美国专利No.4,428,845中，Block指出一个具有假塑性和控制水流失的碱性水系统的配方，用此配方可生成一种改进的水基无粘土型的钻井液。这一配方是一种混合物：(1)与美国专利No.4,366,070所述相同的含铝剂的氢氧化物和(2)在酸性条件下聚乙烯醇如0.01-0.1％化学计量的一种聚醛。与天然出现的聚合物不同，聚乙烯醇和聚醛都是合成(人造的)聚合物。
在美国专利No.4,473,479中，Block叙述了一个能提供具有高度的假塑性的控制水流失性能的水系统组分。用此组分可生成一种改进了的水基无粘土的钻井液。其主要组分是由与美国专利No.4,428,845和4,366,070所述相同的含铝的氢氧化物和羟烷基(纤维素)与交联剂之间所生成的反应产物的混合物。此交联的羟烷基纤维反应产物与美国专利No.4,366,070中所叙述的相同。
在美国专利No.3,988,246中，Hartfiel提出了一个改进的无粘土型的、具有搅液凝胶特性的钻井液，可用地下地层钻井。此粘井液中包含水，一定量的由黄单胞杆菌属细菌作用于碳水化合物生成的杂多糖增粘剂、一些氧化镁(MgO)稳定剂、一种有机淀粉衍生物和可溶性盐生成的盐水。在某些情况下，加入磺化木质素以维持钻井液所必须的特性。
美国专利No.4,025,433和No.4,151,096(Jackson)都说明了用于非粘土型无粘土液的添加剂，包括羟烷基瓜尔豆胶、一些氧化镁稳定剂以及一种极难熔的氧化镁(MgO)或氢氧化镁〔Mg(OH)2〕。这两项专利有效性的一种理论是钻井液中存在超过溶解度的非常微溶的氧化镁是提供维持粘井液的pH调节到精确量的碱池，以使在该pH范围瓜尔豆胶最稳定。众所周知，瓜尔豆胶在中性pH环境中会不稳定及降解，不加氧化镁或氢氧化镁，它会很快变质。
在美国专利No.4,422,947中，Dorsey及其同事提出了用于钻井的具有改进过的液体流失控制，所需的流动特性和低页岩敏感性的粘土基的或非粘土型水搅溶钻井液。此钻井液含有水或包含有效量添加剂的盐碱。添加剂包括：(1)交联马铃薯淀粉，从磷酰氯或脲醛选出的交联剂交联的杂多糖；(2)由黄单胞杆菌属细菌作用于碳水化合物产生的杂多糖；(3)羟乙基纤维素。无论是粘土基的或非粘土型的，这种钻井液都是盐基溶液，含有诸如氯化钠(NaCl)、氯化钙(CaCl2)、或氯化钾(KCl)等可溶于水的盐，这一专利还指明一种液体浓缩水流失控制添加剂，可用于水基的或盐基的钻井液，其组份与前面所叙述的干的混合添加剂是相同的。不过，按照这项专利，可预料这液体浓缩添加剂是乙醇或柴油的作介质的。
在美国专利No.5,407,909中，Goodhue Jr.及其同事指明了一种制备和使用泥土稳定液的方法，它包括：(1)将水加进土穴，(2)将PHPA干粉加入该穴内，(3)在PHPA干粉片刻间处于部分水合的膨胀状态时挖开使该穴扩大。
总之，上述Bloek的专利罗列了水基的、用于地下地层构造钻井的无粘土的钻井液。它是水的混合物，包含有水、水流失抑止剂和增粘剂。Block的每一项专利所述的增粘剂都含有无机化合物，如在美国专利No.4,200,915中，美国专利No.4,255,268中氢氧化铁，美国专利No.4,264,455中氢氧化镁，以及美国专利No.4,366,070、No.4,473,479的每一项都含铝氢氧化物。这些无机增粘剂不是生物可降解的，其中一些不能完全溶于水。在这些无粘土的但不是无固体的钻井液中其不液性颗粒或微尘会阻塞或限制液体流过地层构造，这样减少了环境修复的有效性，包括从地下地层构造中抽取受污染的地下水。对于用于土壤和地下水修复的环境用水平井装置而言，Block专利申请所述的水基无粘土型钻井液是环境方面不可接受的。
再者，上述Hartfiel和Jackson的专利，含有由杂多糖衍生出的增粘剂，如在美国专利No.3,988,246(Hartfiel)中由黄单胞杆菌属细菌与碳水化合物产生的杂多糖，美国专利No.4,025,443和No.4,151,096(均属Jackson)中的羟烷基瓜尔豆胶等，然后，不添加含有无机化合物的镁，这些增粘剂都是不稳定的，因此Hartfiel和Jackson的无粘土钻井液同样适用于环境水平井的设置。
上面注意到Dorsey及其同事的专利中使用以磷酰氯和脲醛交联的杂多糖作增粘剂。众所周知脲醛及其衍生物是环保上不宜的化合物。还有，此专利中的干添加剂倾向用于油/气井钻探及其全部工作中的盐基全液，其中，液体浓缩物是分散在或是悬浮在乙醇或柴油中。它们都不适用于如环境水平方向钻井，诸如环境水平井的设置。
高分子量的合成的聚丙烯酰胺和聚丙烯酸酯的共聚物当与淡水混合时便提供一种粘稠的聚合物溶液，可用于地质工程建设钻探如钻柱孔或沟。在Goodhue Jr.及其同事前述专利中，所述的此类无粘土型钻孔稳定剂并不表明钻井液必须具备的特性，如为使钻屑悬浮及具有液体低流失控制能力的假塑性和凝胶强度。此专利所述液体仅具备液体粘度和粘结性，以保持钻过的井孔不掉皮。没有例外，Goodhue及其同事的专利仅用于钻深度限于约250码的垂直井，美国专利No.5,407,909所述液体不适用于钻深层方向的，特别是水平钻井。再者，聚丙烯酰胺和聚丙烯酸酯的共聚物被认为不是生物可降解的聚合物。此共聚物在水中形成水合物。聚集态被破坏，并紧紧地附着到地层构造的表面，涂布或包裹在构造颗粒物上。这种包裹可能适用于土壤和地下水修复的环境水平井的设置。
由此，本发明的首要目的在于提供一种水质的、无粘土、无无机盐、假塑性的稳定钻井液，此钻开液不会损伤支撑钻孔的地层结构。本发明还有一个目的在于生成一种水质的、无粘土、无无机盐且生物可降解的液体，该液体呈现出非牛顿流体性能的假塑性，以致能以一种有效方式进开凿钻孔，特别是定向的或水平方向的井等的方式使用。
本发明再一个目的在于生成一种钻井液此钻井液对于象钻开井中正常遇到的低pH这样的各种环境状态都是稳定的。
还有，本发明又一个目的在于生成一种生物可降解的钻井液，它不会破坏钻井周围的地层构造，不会阻塞构造中流体运动通路。
还有，本发明再一个目的在于生成具有低液体流失和高凝胶强度的钻井液，能应用于在不稳定的地层构造中钻井。
本发明的另一个目的在于提供一种钻井添加剂，它由天然生成的聚合物与生物聚合物的干性混合物组成。当此干的混合添加剂与含有淡水和/或低pH的酸性水的水性分散介质混合时，它会提供一种均相的钻井液。具有钻孔清理所需的足够的和稳定的粘度，使钻屑及弃物悬浮适合的凝胶强度，特别是初始凝胶强度以及低的水流失控制和在不稳固构造如沙质土壤钻井对所需的主要液体特性。
本发明的另一个优点是此钻井液是无毒的和生物可降解的聚合物混合组成的干的浓缩物。
本发明又一个优点是这一水基的、无粘土的、生物可降解的、有假塑性的钻井液是最适用于钻环境修复工程的水平井。
本发明的这些和另一些优点和特点通过阅读下面的揭示、说明及讲解，将会变得更清楚。
发明简述
本发明的第一个方面，提供了一种用于钻入并修复受环境污染的地层构造的无粘土、无无机盐的水基钻井液，包含所述钻井液的连续相的淡水和加到所述淡水中的干混合物，所述干混合物包括一种含该混合物约80-90％重量的包括预凝胶化的玉米淀粉的天然杂多糖和一种含该混合物约10-20重量％的合成生物聚合物，其中所述钻井液是可生物降解的并且所述钻井液的流动点与塑性粘度的比值至少为1.3，10分钟凝胶强度为每100平方米48.83千克或更大，液体流失在每平方厘米7.03千克过滤测量每30分钟不大于15毫升。
本发明的第二个方面，提供了一种用于钻入并修复受环境污染的地层构造的无粘土、无无机盐的水基钻井液，包含所述钻井液的连续相的淡水和加到所述淡水中的干混合物，所述干混合物包括一种含该混合物约80-90％重量的包括预凝胶化的玉米淀粉杂多糖和一种含该混合物约10-20重量％的包括黄原胶的合成生物聚合物，其中所述钻井液是可生物降解的并且所述钻井液的流动点与塑性粘度的比值至少为1.3，10分钟凝胶强度为每100平方米48.83千克或更大，液体流失在每平方厘米7.03千克过滤测量每30分钟不大于15毫米。
本发明的第三个方面，提供了一种用于钻入并修复受环境污染的地层构造的无粘土、无无机盐的水基钻井液，包含所述钻井液的连续相的淡水和加到所述淡水中的干混合物，所述干混合物由含该混合物约80-90％重量的天然杂多糖和含该混合物约10-20重量％的包括黄原胶的合成生物聚合物，其中所述黄原胶已用包括乙二醛的分散剂处理过，和所述钻井液是可生物降解的并且所述钻井液的流动点与塑性粘度的比值至少为1.3，10分钟凝胶强度为每100平方米48.83千克或更大，液体流失在每平方厘米7.03千克过滤测量每30分钟不大于15毫米。
本发明的第四个方面，提供了一种用于水基钻井液的干混合物，包含有：
一种该混合物约80-90重量％的天然杂多糖聚合物；以及
一种含该混合物约10-20重量％的合成生物聚合物，当所述混合物加入水基钻井液时，钻井液的流动点与塑性粘度的比值至少为1.3，10分钟凝胶强度为每100平方米48.83千克或更大，液体流失在每平方厘米7.03千克过滤测量每30分钟不大于15毫米；和有效量的次氯酸钠，以提高所述钻井液中聚合物对细菌降解的抗性。
本发明的这些和其他目的、特征和优点，从以下说明和所附的权利要求，将变得更加清楚。
最佳实施方案的说明
本发明的干性混合添加剂的成份最好含有按重量计80-90％含量的预凝胶化的天然聚合物，如玉米淀粉，以及按重量计10-20％含量如黄原胶类的生物聚合物作为抗沉淀剂。用于表明组分的淀粉包括二种多糖的混合物。一种是直链淀粉，是线性聚合物，另一种是支链淀粉，是高支链的聚合物。以淀粉混合的生物聚合物如黄原胶，是由分散剂，例如乙二醛表面处理过的，以使得黄原胶在水介质中很容易分散，从而使结块和疵点减少到最低限度。本发明组分所包括的天然聚合物和合成聚合物都是生物可降解的。本发明涉及的干性混合添加剂与水解质混合后可提供一种水基的、无粘土的和生物可降解的钻井液，用于水平方向钻井(HDD)，尤其用于为土壤和地下水修复而设置的环境水平井。因为它不会损坏所钻井孔周围的构造，也不会阻塞构造中的液流通路。
按照本发明，29到46磅量的干性混合添加剂直接与100美国加仑的淡水混合，制备出每42加仑中含12到15磅聚合物混合物(磅/桶)的钻井液，它具HDD(水平方向钻井)应用中所需的液体流变性能。那些所需的流变性能包括流动点(YP)对塑性粘度(VP)之比，即YP/PV，为较好的井孔清理不小于1.3；为有效的钻屑悬浮及输送，10分钟凝胶强度不小于每100平方尺10磅(1b/100ft2)；为减少钻井液流失到主体构造，尤其是在不稳定的沙型土壤中，API(美国石油研究所)液体流失不大于每30分钟过滤15毫升(ml)(ml/30min)。塑性粘度由厘泊表示，流动点由1b/100ft2(磅/100平方尺)表示，凝胶强度以1b/100ft2(磅/100平方尺)表示，这些都是按ANSI/APIRP13B-1：《水基钻井液现场测试标准程序》，第2部分，粘度与凝胶强度来测定的。所用的仪器如FANN 35-AV-G Meter型的115伏马达驱动的粘度汁。此三项液体流变学性能：YP/PV比(≥1.3)，10分钟凝胶强度(≥10)和API液体流失(≤15)是本发明用于表达组分优化的四项指标中的三项。本发明配方中淀粉的首要作用是控制流体流失或滤出。全流动和分散的淀粉在钻井液中起的作用就象大分子胶体。水合淀粉分子接触到井孔壁表面便与构造颗粒结合在一起，这样，可变形的凝胶颗粒塞进了裂缝，从而减少了构造的渗透性，作为这一涂层机制的结果，通过减少构造在钻进液中的暴露，可变形的凝胶颗粒有效地防止钻井液渗入主体构造，并帮助稳定地凿洞。同时，这一机制帮助稳定钻井液，这是因为地层构造被钻进液中可溶成分的相应流失部分浸透而使水相的流失减少到最低限度。淀粉的涂层机制也有助于钻井液成功的钻井运转，这是因为钻屑被涂布使固体分散最小化，同时促使钻屑有限地絮凝。这配方中淀粉的第二个作用是支持液体流变性能。作为大分子胶体，淀粉可能不提高塑性粘度值同时使流动点值增值最小方面有值得注意的影响。在实施例1中，表1中列出的1号实验表明。如121b/bb1(磅/桶)钻井液，以重量百分比计含量仅含有淀粉，淀粉商品名如IMPERMEX标有Baroid钻井液公司，休斯敦，德克萨斯。该液体流变性呈现出如19ml/30min这样低的API滤出，但流动点低且没有凝胶强度。钻井液中仅含淀粉，而不添加如本发明配方中所用的生物聚合物那样的其他聚合物，就不具备那些向地下构造钻井所需的液体性能。
结合在本发明干性混合添加剂配方中的生物大分子(微生物胞外多糖)商品名为BARAZAN-D或BARAZAN-D PLUS，标有Baroid钻井液公司，休斯敦，德克萨斯。这样的生物大分子，如黄原胶型大分子的首要功能是提供给钻井液合适的凝胶强度，以在钻井时使钻屑悬浮。生物大分子的第二功能是增强含水和水合淀粉的钻井液的液体流变性能。配方中使用的优先选择的生物大分子，有时是指如改性了的XC聚合物，它最好被分散剂，如乙二醛处理过，以使其在水介质中容易分散。XC聚合物用作流变改进剂，它能增加粘度，在低剪切速度流体中如钻环处增加粘度比在高剪切速度流体如钻管中或通过钻具喷咀时增加的粘度要大得多。这使得在维持最佳钻动水力学状态同时得到较好的钻孔清理。一个钻开液，当其仅在低剪切力影响下时，具有足够的粘度，以防止钻屑从此钻井液中分离出来，它就被称为假塑性液体。请参见M.Seheult，L. GrebeII，J.E.Traweck，Jr.和M.Dudly发表于《World Oil》杂志1990年1月题目为“消除水平井问题的生物大分子钻井液”的文章中叙述了钻井液中生物大分子对水平钻井的影响。配方中的XC聚合物与水混合时通过形成聚合物一聚合物链之间的网状结构而产生粘度。具有高支链网状结构的水合XC聚合物分子，是其有良好的钻屑悬浮性能的原因。由大分子与钻屑之间相互作用产生的超级悬浮性能是打井尤其钻偏斜高角度的井段时成功的关键。
瓜尔豆胶是一种可食用的碳水化合物大分子，是有用的增稠剂，能源部用它作了几次主要是水平井安装的演示，得到复杂的结果。有一次，以瓜尔豆胶为基体的钻井液用于在由第四纪冲积土沉淀组成的含有粘土、淤泥、粉砂、沙子和砾石的构造上打一口垂直深度为235英尺的定向井。井材和导管的安装进展平缓，但到剩下还有600英尺时陷住了，井材最终断了。安装失败表明井孔在井材安装前没有充分清理和固定。此失败主要是因为使用了以瓜尔豆胶为基质的钻井液。它没有足够的凝胶强度及运载能力，未能从这深的井孔中清除足够的砂子和砾石。能源部克罗拉多环境管理中心技术开发办公室在Horizontal News第一卷第二期上发表的题目为“环境水平井的安装和完善：记取的教训”一文中证实了这一事件。与瓜尔豆胶不同，XC聚合物这样的生物聚合物用作水基钻井液添加剂，可成功地在松散构造上钻高偏角度井。含XC聚合物的钻井液呈现出假塑性能，它使钻井液具有足够的粘度和凝胶强度，能更好地清理井孔和有效地运输粘屑。象XC聚合物这样的生物聚合物，一般说来，被认为是昂贵的钻井液添加剂。表1中第10号实验表明，仅含12磅/桶XC聚合物(如Baroid公司的BARAZAN D-PLUS)的钻井液便显示高的流变性能，但它可能在经济上是行不通的。因此除了上面确定的三个指标外，配方的价格应是附加的另一个评价指标。当与水介质淡水或酸性水以12磅/桶(每42加仑水混合的干聚合物磅数)的浓度混合后，本发明的干性混合添加剂的配方提供了一种水基的、无粘土的且生物可降解的钻井液。它的流变性能遇到三个指标，即YP/PV比值要等于或大于1.3，十分钟凝胶强度等于或大于10磅/100平方英尺及标准API液体流失等于或小于15ml/30min，而第四个指标，即估价或经济因子等于或小于每磅1美元。这里，一“桶”钻井液是42美国加仑的液体。
本发明的干性混合添加剂是由传统的干性混合加工而成的。加料的次序并不严格，然而，为了得到均匀的混合物，将生物聚合物加到天然聚合物中是可取的。
基于传统的智慧，针对某些条件下钻井液被细菌降解，经常要向钻井液中加杀生剂，微生物的生长会导致粘度乃至钻井液功能的降低。这是含有天然聚合物和/或生物聚合物的钻井液经常发生的情况。本发明所使用的生物聚合物是复杂的支链杂多糖，与天然聚合物如淀粉等相比，它比较耐细菌侵袭，它被细菌降解的速度要慢得多。发现，加入少量的含5.25％(家庭级)或12.5％(工业级)次氯酸钠的商品液体漂白剂，便可增加含有本发明的固体混合物的钻井液抵抗细菌侵袭的能力，并在延长的时间段内仍维持液体的性能，而不需要添加任何因有毒而通常引起环保关注的杀生剂。
还发现在钻井完成后接着向含有本发明的干混合物的钻井液中加入次氯酸钙干颗粒，会使钻井液中的聚合物在几天内化学降解。因此次氯酸钙水溶液可用作一种开发液，在用含有本发明组分的钻井液钻井完成以后开发环境水平井。
下面的实施例将对本发明作出说明但不受此限制。除非另外说明，所有百分数均以重量计算。所有测量都是按照美国石油研究所推荐的用于水基钻井液野外测试的实施标准程序来完成的。该程序与API推荐的实验操作13B-1(RP13B-1)第一版，1990年1月1日，是一致的。
实施例1：实验1-10
优化本发明组分中两种聚合物的重量百分数配比是很重要的，这使干的混合物添加剂加到淡水中后能提供一种水基的效益最好的钻井液，优化是通过测定一定量的聚合物浆料的液体流变性能来进行的，每份浆料含12磅/桶由两种聚合物组成的干的混合物添加剂(一种天然的，一种生物聚合物)，并改变两种聚合物的重量百分数配比。用于优化的一种聚合物是玉米淀粉，标为聚合物1，其商业名称为1MPERMEX，购自德克萨斯的休斯敦Baroid钻井液公司。用于优化的另一种聚合物标为聚合物2，是生物聚合物，商品名为BARAZAN D-PLUS，也购自德克萨斯的休斯敦Baroid钻井液公司。两种聚合物在每一个配方中的总重量百分数应为混合物的百分之一百。为优化所用的每一个聚合物浆料的液体流变性能列于表1(实验1-10)。表2概括了优化的结果，它表明那一份聚合物浆料的流变性能符合了全部三个预定的评价指标。YP/PV比(≥1.3)，10分钟凝胶强度(≥10磅/100平方英尺)及API液体流失(≤15ml/30min)，和那一份经济价格符合了第四个指标价格(≤$1.00/磅)。优化结果的结论是：聚合物1(IMPERMEX)的最优重量百分数范围是80-90％，聚合物2(BARAZAN D-PLUS)的重量百分数范围为10-20％。
                                      表1两种聚合物组分的优化
实验序号     1     2     3     4     5     6     7     8   9    10
聚合物1，重量百分数(％)   100   95   92     90     88     85     82     80   50    0
聚合物2，重量百分数(％)   0   5   8     10     12     15     18     20   50    100
浆液制备：将每份12磅混合产物加到1桶淡水中，用Hamilton多用混合器搅20分钟
浆液(磅/桶)   12   12    12     12   12     12   12     12   12    12
浆液流变性能
600rpm   16   31    42     49   56     66   76     78   19    273
300rpm   9   21    30     35   41     49   58     60   94    217
塑性粘度，原泊(cP)   7   10    12     14   15     17   18     18   25    56
流动点(磅/100平方英尺)   2   11    18     21   26     32   40     42   69    161
10秒凝胶强度   0   3    7     9   12     16   20     21   25    77
10分钟凝胶强度   0   4    8     12   15     20   25     27   29    77
YP/PV   0.3   1.1    1.5     1.5   1.7     1.9   2.2     2.3   2.8    2.09
滤速(ADI)(毫升/30分钟)   19   11    11     12   12     15   14     12   17    9
价格(美元/磅)   0.22   0.38    0.47     0.53   0.6     0.69   0.79     0.85   1.79    3.36
  聚合物1，如Baroid公司的IMPERMEX聚合物1，如Baroid公司的BARAZAN D-PLUS
                                     表2优选组分的确定
    实验序号   1   2   3    4    5   6   7 8 9 10
聚合物1(重量)％   100   95   92    90    88   85   82 80 50 0
聚合物2(重量)％   0   5   8    10    12   15   18 20 50 100
指标
YP/PV(≥1.3)   否   是   是    是    是   是   是 是 是 是
10分钟凝胶强度(≥10磅/100平方尺)   否   否   否    是    是   是   是 是 是 是
API滤速(≤15毫升/30分钟)   否   是   是    是    是   是   是 是 否 否
价格(≤1美元/磅)   是   是   是    是    是   是   是 是 否 否
实施例2：实验11-13
发现将本发明的干性混合添加剂加入溶液pH低于7.0的酸性水介质中，可提供一种水基无粘土的、生物可降解的钻井液，它具有符合评价指标的液体流变性能。表3(实验11-13)举出将最佳组成的干混合物以每桶12磅干物加入到溶液pH用硫酸调成pH值为4.1(实验12)和2.2(实验11)的两种水溶液中的例子，这两种酸性浆料的液体流变性能可与相同浓度的溶液pH为8.6(实验13)的浆料相匹敌。表3表明了即使在如pH为2.2这样的酸性环境里液体流变性能仍然符合预定的评价指标。本发明的配方组成对应用于水平方向钻井，尤其是在酸性污染物环境中是有用的。
表3溶液pH对本发明每份含有12磅/桶干混合物的浆料的溶液流变性能的影响
实验序号            11   12    13
淡水，桶            1    1     1所调pH              22   4.1   8.6本发明浆液(磅/桶)   12   12    12流变性能600rpm              76   59    56300rpm              55   42    41塑性粘度(厘泊)      21   17    15流动点(磅/100平方尺)34   25    26YPPV               1.6  1.5   1.710分钟凝胶强度      13   15    15滤速(API)毫升/30分钟7    15    12
实施例3(实验14-16)
发现本发明干混合物添加剂所组成的水基无粘土钻井液通过微生物作用可生物降解。它也可用加入次氯酸钙溶液而被化学破坏，用于降解研究的次氯酸钙是含有65％可用氯的干的固体氧化剂。表4(实验14-16)显示了将不同量的次氯酸钙加到每份含每桶8磅的本发明干混合添加剂的水浆的结果。次氯酸钙的加入引起浆料的液体流变性能随混合时间而减降低。液体的流变性能的降低是由于氧化反应使组份中的聚合物降解了。
                 表4次氯化钙对本发明组分的降解
实验序号            14   15    16本发明浆液(磅/桶)   8    8     8Ca(OCl)2(磅/桶)    0    1.5   3.0
溶液中的氯(ppm)     0    500   1000
混合后2小时600rpm              30   24    20300rpm              20   17    14表面粘度(厘泊)      15   12    10
混合后24小时600rpm              30   18    14300rpm              20   13    9表面粘度(厘泊)      15   9     7
混合后48小时600rpm              28   16    12300rpm              20   13    9表面粘度(厘泊)      14   8     6
混合后96小时600rpm              20   14    10300rpm              15   11    7表面粘度(厘泊)      10   7     5
实施例4
在佐治亚州克拉克县作了含有本发明干的混合添加剂的水基无粘土井液的实际野外应用试验。项目包括钻一个859英尺水平井段的定向井，及在垂直深度为67尺处安装580尺高密度聚乙烯井网。此水平井是要用于在原地点含石油烷烃的地下水的修复。所钻水平井通过的地区油由两种类型地层构造组成：松散的(软)沙和砂砾，及未风化(坚硬)的黑云母片麻岩岩石。含有本发明组分的浆料，即80-90％淀粉和10-20％黄原胶，被选作最佳钻井液用于水平定向环境井的安装。钻井液显示了下列适于应用的性质：在各种环形情况下为固体运输所需的低剪切速度的高粘度(假塑性)，为最大钻屑悬浮所需的高凝胶强度，以及液体流失量最少，特别在松散的沙子及砾石区所需的低API滤速。本发明钻井液所以被优选的另一个原因是，此钻井液是不含粘土的浆液，不会形成阻碍通路的井壁泥块，从而避免污染物从污染区被泵抽出。用膨润土基的钻井液钻了一口总测量深度为245尺、角度为18.9°、直径为97/8英尺的小直径导井，在总垂直深度为67尺处建立角度时用本发明无粘土的生物可降解的钻井液代替土浆(膨润土)。在地面上制备了大约70桶浓度为12-15磅/桶的本发明的钻井液。在循环了15-20分钟以后，本发明的钻井液替代了井孔中的膨润土浆。此聚合物浆液至少带着钻出固体总量的30％回到泥浆罐。用本发明聚合物浆钻完了最大偏角为92.4°的剩余的600尺水平进段。钻井液的液体流变特性如下：
本发明钻井液浓度(磅/桶)                   12-15
漏斗粘度(秒/夸脱)                         65-70
塑性粘度(厘泊)                            15-20
流动点(磅/100平方英尺)                    26-35
10秒钟凝胶强度(磅/100平方英尺)            12-15
10分钟凝胶强度(磅/100平方英尺)            15-20
YP/PV 比值                                1.73-1.75
API液体流失(毫升/30分钟)                  8.5-12
当钻水平井段时，钻进的速度下降，这是因为地层构造从松散的土壤变成黑云母片麻岩硬石。从备有分别为24和30目的双网振荡器中出来的钻屑显出不沾有钻进液。用粘土浆或大分子量的合成聚合物浆作钻井液时，钻屑上会附着有粘土颗粒或粘性的合成聚合物。与此不同，悬浮在本发明钻井液中的钻屑不怎么吸附浆料中的活性聚合物，钻屑显得比较干净，就象用水淋洗过或从未悬浮于钻进液中似的。本发明钻井液中的活性聚合物使其具有井孔清理所需的粘度和输送钻屑所需的合适的凝胶强度，但不象大分子量合成聚合物那样牢固地附在粘屑的表面。钻井在水平方向较容易地继续进行，最大推进压力维持在每平方英寸(psi)800磅以下。在压进了第28节钻管后钻井操作便结束了。所测量的井孔的真实深度为862.2英尺，其中水平井段长608英尺。在导井按计划完成后，将井杆柱从井孔中起出，开始水平井安装。水平井安装在所钻井的水平井段(608英尺)用了30节20英尺长直径为6英寸接头开槽有HDPE井粗滤网，另在所钻井的倾斜井段(254英尺)用了12和20英尺长同样直径接头的HDPE管子。井安装过程中没有遇到困难。在水平井安装完成后立即进行井拓展。第一次抽水试验是以预期的每分钟30加仑的最大流速来进行的。令人吃惊的是，在抽水12小时以后，实际流速达到每分钟60加仑。为确保留在井中的残余聚合物能减少到最低量，尽管已知本发明组分中的活性聚合物是生物可降解的，仍使用了次氯酸钙水溶液，以其作为介质对剩余聚合物进行化学降解。在次氯酸钙溶液流过此井后，再次进行抽水试验。抽出了被汽油污染的地下水，并用泵将它从井里抽到地面上指定的罐中去再生。这项目被认为是成功的。
实施例5
用本发明钻井液进行的另一次野外应用试验与安装在密西西比州哈米尔顿的水平环境井有关。此项目包括安装五口水平环保井，每一口井有约450-500英尺井网，以萃取从20-30英亩大的储存池中漏到坝下湿地的略带咸味的水。每口井的真实垂直深度是约在坝下30英尺。由于在与此相同的过去几倒应用中成功地使用了本发明的钻井液。因此本发明的钻井液就是80-90％天然淀粉和10-20％黄原胶，被选作钻该五口连续井的钻井液。本发明的干混合添加剂为有效地钻凿水平环保井提供了一种水基无粘土且生物可降解的钻井液，并且它不会阻塞主体地层结构的空隙处。在一个能装150桶的大罐中，以含12-14磅/桶干混合添加剂的浓度混合本发明的钻井液，然后用数字导向装置(Digit Track)引导系统，钻了一个82/4英寸的导孔。在进口和出口(370英尺)钻的是粘土，而水平井段则由粗的及中等的砂子组成。钻到475英尺时，深度测量(MD)信号消失，被认为是探头的电池用完了。把钻管拉出来更换了探头的电池。在未用泵抽的情况下把井底设备及钻管放回井孔中。这说明即使在这样松散的沙地，用本发明钻井液所钻的井眼仍然是开启的。钻井继续凿孔到测量深度为875英尺深，井眼扩孔到161/2英寸未遇任何问题。在21/2小时内将7英寸生产管(SCHUMASOIL HDPE BHB-3)平缓地装入10英寸HDPE载管中。将50桶含0.25磅/桶浓度的次氯酸钙的淡水泵入衬管内以破坏本发明的聚合物成份。然后松开10英寸HDPE载管和7英寸生产衬管之间的螺栓，用压力机在大约4分钟内将载管位出来。压力机是用美国钻机DD-70(American Augers DD-70)打这眼钻孔，该钻机装备带有150桶体积的混合罐，带有一个脱屑泥浆振动筛，一个120目以上两锥形脱砂器的条形振荡筛，和一个在120目9锥形除泥器的条形振荡筛。这些提供了很好的固体物控制。从钻井液中分离出大约30立方码的砂子。砂子相当干燥，不带胶状残余，明显没有钻井液。在10英寸载管被拉出大约一小时，在进口处此井开始有每分钟4加仑的水从井网主管中流出(井网主管低于储存池水平面)。按照现场专家的计算，主地层结构在与钻井液接触后，其水液电导率没有变化(减小)。结果表明，本发明钻井液不改变地层结构的渗透性。
本发明可用其他方式实施而不离开其精神和基本特征。因此，可以设想到有进一步的实施方式如同说明的，在一切方面而不受到局限，本发明的范围在于权利要求所指明的，而不是靠上述的说明，所以等同于这些权利要求的意思和范围内的一切改变都要包含在内。

Claims (4)

1.一种用于钻入并修复受环境污染的地层构造的无粘土、无无机盐的水基钻井液，包含所述钻井液的连续相的淡水和加到所述淡水中的干混合物，所述干混合物包括一种含该混合物约80-90％重量的包括预凝胶化的玉米淀粉的天然杂多糖和一种含该混合物约10-20重量％的合成生物聚合物，其中所述钻井液是可生物降解的并且所述钻井液的流动点与塑性粘度的比值至少为1.3，10分钟凝胶强度为每100平方米48.83千克或更大，液体流失在每平方厘米7.03千克过滤测量每30分钟不大于15毫升。
2.一种用于钻入并修复受环境污染的地层构造的无粘土、无无机盐的水基钻井液，包含所述钻井液的连续相的淡水和加到所述淡水中的干混合物，所述干混合物包括一种含该混合物约80-90％重量的包括预凝胶化的玉米淀粉杂多糖和一种含该混合物约10-20重量％的包括黄原胶的合成生物聚合物，其中所述钻井液是可生物降解的并且所述钻井液的流动点与塑性粘度的比值至少为1.3，10分钟凝胶强度为每100平方米48.83千克或更大，液体流失在每平方厘米7.03千克过滤测量每30分钟不大于15毫米。
3.一种用于钻入并修复受环境污染的地层构造的无粘土、无无机盐的水基钻井液，包含所述钻井液的连续相的淡水和加到所述淡水中的干混合物，所述干混合物由含该混合物约80-90％重量的天然杂多糖和含该混合物约10-20重量％的包括黄原胶的合成生物聚合物，其中所述黄原胶已用包括乙二醛的分散剂处理过，和所述钻井液是可生物降解的并且所述钻井液的流动点与塑性粘度的比值至少为1.3，10分钟凝胶强度为每100平方米48.83千克或更大，液体流失在每平方厘米7.03千克过滤测量每30分钟不大于15毫米。
4.一种用于水基钻井液的干混合物，包含有：
一种该混合物约80-90重量％的天然杂多糖聚合物；以及
一种含该混合物约10-20重量％的合成生物聚合物，当所述混合物加入水基钻井液时，钻井液的流动点与塑性粘度的比值至少为1.3，10分钟凝胶强度为每100平方米48.83千克或更大，液体流失在每平方厘米7.03千克过滤测量每30分钟不大于15毫米；和
有效量的次氯酸钠，以提高所述钻井液中聚合物对细菌降解的抗性。
CNB97195433XA 1996-05-17 1997-05-12 非粘土型生物可降解钻井液及使用该钻井液的方法 Expired - Fee Related CN1141352C (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/649,097 US5955401A (en) 1996-05-17 1996-05-17 Clay-free biodegradable wellbore fluid and method for using same fluid
US08/649,097 1996-05-17

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1221445A CN1221445A (zh) 1999-06-30
CN1141352C true CN1141352C (zh) 2004-03-10

Family

ID=24603458

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CNB97195433XA Expired - Fee Related CN1141352C (zh) 1996-05-17 1997-05-12 非粘土型生物可降解钻井液及使用该钻井液的方法

Country Status (14)

Country Link
US (1) US5955401A (zh)
EP (1) EP0912651A4 (zh)
JP (1) JP2000511222A (zh)
KR (1) KR100468485B1 (zh)
CN (1) CN1141352C (zh)
AU (1) AU725916B2 (zh)
BR (1) BR9710442A (zh)
CA (1) CA2254920A1 (zh)
CZ (1) CZ370898A3 (zh)
IL (1) IL127064A (zh)
NO (1) NO985330L (zh)
PL (1) PL330156A1 (zh)
TR (1) TR199802343T2 (zh)
WO (1) WO1997044405A1 (zh)

Families Citing this family (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7387985B2 (en) * 2003-03-31 2008-06-17 M-I L.L.C. Monovalent cation-containing well fluids
US20040221990A1 (en) * 2003-05-05 2004-11-11 Heathman James F. Methods and compositions for compensating for cement hydration volume reduction
CN1315977C (zh) * 2003-05-16 2007-05-16 韩文峰 无粘土油层保护钻井液
US7825072B2 (en) * 2004-04-24 2010-11-02 Halliburton Energy Services Inc. Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations
US7439210B2 (en) * 2004-04-24 2008-10-21 Halliburton Energy Services, Inc. Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations
US7541316B2 (en) * 2005-02-04 2009-06-02 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore treatment fluids having improved thermal stability
US7528095B2 (en) * 2005-02-04 2009-05-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for improving the thermal stability of aqueous polymeric wellbore treatment fluids
CN1307280C (zh) * 2005-07-01 2007-03-28 中国石油化工集团公司 聚合醇生物聚合物饱和盐水钻井液
US20090105097A1 (en) * 2007-10-22 2009-04-23 Carlos Abad Degradable Friction Reducer
US20090149353A1 (en) * 2007-12-07 2009-06-11 Bj Services Company Polysaccharide Containing Well Treatment Compositions and Methods of Using Same
US8783352B2 (en) * 2008-06-18 2014-07-22 Board Of Regents, The University Of Texas System Maintaining shale stability by pore plugging
US20100307757A1 (en) * 2009-06-05 2010-12-09 Blow Kristel A Aqueous solution for controlling bacteria in the water used for fracturing
US8211835B2 (en) 2009-09-24 2012-07-03 Schlumberger Technology Corporation Composition and method for slickwater application
US8950492B2 (en) 2011-07-20 2015-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Invert emulsion fluid containing a hygroscopic liquid, a polymeric suspending agent, and low-density solids
US9376608B2 (en) 2011-07-20 2016-06-28 Halliburton Energy Services, Inc. Invert emulsion drilling fluid containing a hygroscopic liquid and a polymeric suspending agent
US9109400B2 (en) * 2011-10-04 2015-08-18 Mike Langley Method and apparatus for use of microbes and other gas stimulants in radial enhancement drilling fluid
NO20120438A1 (no) * 2012-04-13 2013-10-14 Elkem As Oljebaserte borevæsker og blanding for bruk i oljebaserte borevæsker
US20160060506A1 (en) * 2013-04-05 2016-03-03 Showa Denko K.K. Injection material for fracturing and fluid for fracturing
JP6209936B2 (ja) * 2013-10-25 2017-10-11 株式会社大林組 地盤に井戸を構築する方法、この方法で用いられる希釈剤及び洗浄材
CN104046339B (zh) * 2014-06-03 2017-03-15 中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 降低地层伤害的钻井液和煤层气开发钻井中使用的钻井液
US10072208B2 (en) * 2015-04-03 2018-09-11 Hppe Llc Compositions and methods for the stabilization of clay containing soils
WO2016172287A1 (en) * 2015-04-23 2016-10-27 Saudi Arabian Oil Company Date seed powder as a fluid loss additive for drilling fluids
RU2601635C1 (ru) * 2015-10-07 2016-11-10 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин
CN105255461A (zh) * 2015-11-09 2016-01-20 成都理工大学 一种新型植物胶环保冲洗液及其制备方法
US10087355B2 (en) * 2016-03-17 2018-10-02 Saudi Arabian Oil Company Oil-based drilling fluids containing an alkaline-earth diamondoid compound as rheology modifier
US11149181B2 (en) * 2017-11-27 2021-10-19 Saudi Arabian Oil Company Method and materials to convert a drilling mud into a solid gel based lost circulation material
RU2711222C1 (ru) * 2018-11-15 2020-01-15 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") Термостойкий биополимерный буровой раствор
MX2021007928A (es) * 2019-02-01 2021-08-11 Halliburton Energy Services Inc Espaciadores de bajo contenido de silice cristalina compatibles.
RU2718545C1 (ru) * 2019-06-03 2020-04-08 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Волгоградский государственный технический университет" (ВолгГТУ) Буровой раствор
RU2723256C1 (ru) * 2019-08-27 2020-06-09 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Сибирский федеральный университет" Буровой раствор для бурения скважин в условиях ММП
US11697755B2 (en) 2020-07-14 2023-07-11 Aramco Services Company Degradable tags for depth correlation mud logging
US11802232B2 (en) 2021-03-10 2023-10-31 Saudi Arabian Oil Company Polymer-nanofiller hydrogels
CN113958269B (zh) * 2021-11-17 2023-03-31 中国石油大学(北京) 套管扩眼钻头及钻完井方法
US11572761B1 (en) 2021-12-14 2023-02-07 Saudi Arabian Oil Company Rigless method for selective zonal isolation in subterranean formations using colloidal silica
US11708521B2 (en) 2021-12-14 2023-07-25 Saudi Arabian Oil Company Rigless method for selective zonal isolation in subterranean formations using polymer gels

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3988246A (en) * 1974-05-24 1976-10-26 Chemical Additives Company Clay-free thixotropic wellbore fluid
CA1070491A (en) * 1975-03-17 1980-01-29 Jack M. Jackson Clay-free wellbore fluid comprising guar gum
US4025443A (en) * 1975-03-17 1977-05-24 Jackson Jack M Clay-free wellbore fluid
US4240915A (en) * 1978-07-13 1980-12-23 W. R. Grace & Co. Drilling mud viscosifier
US4255268A (en) * 1978-07-14 1981-03-10 W. R. Grace & Co. Drilling mud viscosifier
US4264455A (en) * 1978-10-18 1981-04-28 W. R. Grace & Co. Drilling mud viscosifier
US4329448A (en) * 1979-07-10 1982-05-11 Lever Brothers Company Microbial heteropolysaccharide
ZA804119B (en) * 1979-07-10 1982-02-24 Unilever Ltd Microbial heteropolysaccharide
US4310425A (en) * 1980-04-17 1982-01-12 Halabs, Incorporated Inhibited oil field drilling fluid
US4366070A (en) * 1980-04-28 1982-12-28 W. R. Grace & Co. Viscosifier & fluid loss control system
AU546041B2 (en) * 1980-09-23 1985-08-15 N L Industries Inc. Preparation of polymer suspensions
US4422947A (en) * 1980-12-19 1983-12-27 Mayco Wellchem, Inc. Wellbore fluid
US4473479A (en) * 1981-02-27 1984-09-25 W. R. Grace & Co. Viscosifier and fluid loss control system
US4428845A (en) * 1981-12-02 1984-01-31 W. R. Grace & Co. Viscosifier and fluid loss control system
US4619772A (en) * 1982-05-23 1986-10-28 Black James K Method and material for increasing viscosity and controlling of oil well drilling and work-over fluids
US4559233A (en) * 1983-12-30 1985-12-17 Kraft, Inc. Edible fibrous serum milk protein/xanthan gum complexes
US4918181A (en) * 1988-03-02 1990-04-17 Karcher Dennis J Tertiaryaminoalkyl-hydroxyalkyl ethers of polygalactomannans
US5407909A (en) * 1992-07-15 1995-04-18 Kb Technologies, Ltd. Earth support fluid composition and method for its use
US5591699A (en) * 1993-02-24 1997-01-07 E. I. Du Pont De Nemours And Company Particle transport fluids thickened with acetylate free xanthan heteropolysaccharide biopolymer plus guar gum
US5552462A (en) * 1993-11-22 1996-09-03 Rhone-Poulenc Inc. Compositions including cationic polymers and anionic xanthan gum

Also Published As

Publication number Publication date
IL127064A0 (en) 1999-09-22
KR100468485B1 (ko) 2005-05-16
US5955401A (en) 1999-09-21
CN1221445A (zh) 1999-06-30
CA2254920A1 (en) 1997-11-27
BR9710442A (pt) 1999-08-17
JP2000511222A (ja) 2000-08-29
EP0912651A4 (en) 1999-08-18
EP0912651A1 (en) 1999-05-06
CZ370898A3 (cs) 1999-04-14
NO985330D0 (no) 1998-11-16
IL127064A (en) 2005-09-25
NO985330L (no) 1999-01-18
AU725916B2 (en) 2000-10-26
TR199802343T2 (xx) 1999-02-22
KR20000011106A (ko) 2000-02-25
WO1997044405A1 (en) 1997-11-27
PL330156A1 (en) 1999-04-26
AU3122297A (en) 1997-12-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1141352C (zh) 非粘土型生物可降解钻井液及使用该钻井液的方法
US6818596B1 (en) Dry mix for water based drilling fluid
Apaleke et al. Drilling fluid: state of the art and future trend
CA2280713C (en) Aphron-containing well drilling and servicing fluids
US7351680B2 (en) High performance water-based mud system
EP2809742B1 (en) Cellulose nanowhiskers in well services
CN104364342A (zh) 包含纳米纤维素的流体和方法
Ahmed et al. An overview of the common water-based formulations used for drilling onshore gas wells in the Middle East
Nutskova et al. Research of oil-based drilling fluids to improve the quality of wells completion
AU2014395133B2 (en) Thermal thickening in invert emulsion treatment fluids
US11591508B2 (en) Oil-based drill-in fluid with enhanced fluid loss properties
US11932803B2 (en) Methods and compositions for enhancing clay viscosifiers
Ezzat Horizontal drilling and completion fluids design criteria
US20230078038A1 (en) Rheology Modifiers For High Fluid-Loss Squeeze Lost Circulation Materials
AU2015395666B2 (en) Alkylpolyglucoside derivative fluid loss control additives for wellbore treatment fluids
US5806592A (en) Drilling completion, and workover fluid comprising ground peanut hulls
US20230167349A1 (en) Wellbore Servicing Fluid and Methods of Making and Using Same
US11879089B1 (en) Lost circulation material package with tailored particle size distribution
US20230151266A1 (en) Dried shale inhibitor additives
Al-Yami et al. Completion fluids challenges in maximum reservoir contact wells
Stephens et al. Fluid Selection and Planning for Drilling Unconsolidated Formations
Mendonca et al. Synthetic-based fluid replacement: excellent drilling efficiency and imaging evaluation achieved with inhibitive water-based fluid
MXPA98009614A (en) Biodegradable well drill fluid free clay and method to use the same flu

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
REG Reference to a national code

Ref country code: HK

Ref legal event code: GR

Ref document number: 1053818

Country of ref document: HK

C19 Lapse of patent right due to non-payment of the annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee