DE2622409A1 - Bohrfluidzubereitung - Google Patents
BohrfluidzubereitungInfo
- Publication number
- DE2622409A1 DE2622409A1 DE19762622409 DE2622409A DE2622409A1 DE 2622409 A1 DE2622409 A1 DE 2622409A1 DE 19762622409 DE19762622409 DE 19762622409 DE 2622409 A DE2622409 A DE 2622409A DE 2622409 A1 DE2622409 A1 DE 2622409A1
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- polymer
- acid
- copolymer
- viscosity
- polysaccharide
- 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.)
- Granted
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L1/00—Compositions of cellulose, modified cellulose or cellulose derivatives
- C08L1/08—Cellulose derivatives
- C08L1/26—Cellulose ethers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L33/00—Compositions of homopolymers or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical, or of salts, anhydrides, esters, amides, imides or nitriles thereof; Compositions of derivatives of such polymers
- C08L33/02—Homopolymers or copolymers of acids; Metal or ammonium salts thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L35/00—Compositions of homopolymers or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and at least one being terminated by a carboxyl radical, and containing at least one other carboxyl radical in the molecule, or of salts, anhydrides, esters, amides, imides or nitriles thereof; Compositions of derivatives of such polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L5/00—Compositions of polysaccharides or of their derivatives not provided for in groups C08L1/00 or C08L3/00
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L3/00—Compositions of starch, amylose or amylopectin or of their derivatives or degradation products
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Description
Babrfluxdzubereitung
Die Erfindung betrifft Zubereitungen, die sich für eine Verwendung
in Bohr fluids eignen, sowie £ohrfluids, welche diese Zubereitungen
enthalten.
Bohrfluids werden zum Bohren von Quellen, wie Öl- und Gasquellen,
verwendet. Diese Fluids werden nach unten längs des Bohrgestänges und in Aufwärtsrichtung in dem Ringraum zwischen dem Gestänge
und der Formation umlaufen gelassen und dienen verschiedenen Funktionen,,
wobei die Hauptfunktionen darin bestehen, das Bohrmehl zu
entfernen, den Bohreinsatz zu kühlen und zu schmieren und die
Formation zu stabilisieren. Die am häufigsten eingesetzten Fluids sind "Bohrschlämme", in denen kolloidale Tone, Baryte und ähnliche
anorganische Feststoffe in Mengen von 11 bis 15 kg pro Barrel (169 1) eine Eindickung und eine Bohrlochstabilisierung
bewirken. Diese Schlämme sind mit einigen Nachteilen behaftet„
von denen merklich niedrigere Bohrgeschwindigkeiten im Vergleich zu
Wasser allein, die Unfähigkeit,, gefährliche Formationen, wie quellenden
und drückenden Schiefer, zu stabilisieren, und die Bildung eines Filterkuchens aus Ton bei einem Verlust von Wasser, das
an die Formation verlorengeht, so dass das Bohrloch verstopft wird, wodurch das Bohren und die Bewegung des Bohrgestänges in
nachteiliger Weise beeinflusst werden, erwähnt seien. Man hat bereits Polymere anorganischen Schlämmen zugesetzt, um die Eigenschaften
des Tons in der Weise zu modifizieren, dass beispielsweise
der Wasserverlust vermindert wird oder die Eindickung erhöht wird. Dennoch bleiben die Einschränkungen bestehen, die den Bohrschlämmen
auf der Grundlage von Ton zu eigen sind. In neuerer Zeit sind Bohrfluids mit geringem Feststoffgehalt, die hauptsächlich
auf löslichen Polymeren basieren, wobei wenig oder überhaupt keine kolloidalen Tone vorliegen, bekannt geworden. Polymere mit niederem
Molekulargewicht, beispielsweise aus Acrylsäure, Methacrylsäure oder dergleichen, sowie ihre Salze wurden verwendet, um Tonschlämme
zu modifizieren. Diese Produkte mit niederem Molekulargewicht (unterhalb ungefähr 75 QOO Mv wirken nicht als Eindickungsmittel
und können sogar dahingehend wirken, dass die angestrebten Eigenschaften eines Bohrfluids verlorengehen. Diese löslichen Polymeren
haben sich daher nicht auf breiter Basis durchsetzen können, da sie nicht die Eigenschaften zu liefern vermögen, die von einem
perfekten Bohrfluid erwartet werden. Insbesondere wurde gefunden, dass sie keine optimale Eindickung von frischem Wasser sowie Salzwasser
ermöglichen. Ferner wurden Fluids bekannt, die im wesentlichen frei von Ton sind, und in denen die erforderliche Viskosität
durch makromolekulare Polysaccharide oder Derivate davon eingestellt wird. Es wurde gefunden, dass die Polysaccharide anquellende Schiefer
oder dergleichen nicht in einem merklichen Ausmaße stabilisie- ■
ren.
Literaturstellen, in denen die Verwendung entweder löslicher Poly-
6098S1/0713
merer oder löslicher Polysaccharidharze oder -gums in Bohrfluids
beschrieben wird, sind die US-PS 3 699 042, 3 852 201 und 3 654 164. Penkov et al, Kollordnyii Zhurnal, 35, Nr. 4, Seiten 799-801, Juli
1973, beschreiben die Verwendung von Copolymeren in Bohrfluids. In anderen Bohrfluids wird die Verwendung von Polysacchariden beschrieben,
nicht jedoch die Kombination aus diesen beiden Materialien. In "CA.", 75:119791x werden pfropfcopolymere aus Carboxymethylzellulose
oder Alignaten mit "Polyacrylaten", offensichtlich in tonenthaltenden
Bohrschlämmen, als Stabilisierungsmittel beschrieben.
In "CA." 6O:11808e werden modifizierende Gipsschlämme mit einem
Acrylat-Acrylamid-Copolymeren oder mit einer Carboxymethylzellulose
geschildert, wobei die Wirkung von hohen Temperaturen auf jedes dieser Eindickungsmittel erläutert wird. Die US-PS 3 284 353 beschreibt
Carboxymethylzellulose in Bohrschlämmen. Die US-PS 3 654
beschreibt ein Copolymeres aus einem Vinyläther und Maleinsäureanhydrid. Hydroxyäthylzellulose wird in der US-PS 3 852 201 erwähnt.
Ein Styrol-Maleinsäureanhydrid-Copolymeres wird in der US-PS
3 332 872 beschrieben, während ein Copolymeres aus Acrylsäure und Acrylamid Gegenstand der US-PS 3 323 603 ist. In keiner dieser Literaturstellen
werden jedoch die Vorteile erwähnt oder angedeutet, die mit den erfindungsgemässen spezifischen Zubereitungen erzielt
werden.
Es wurde gefunden, dass eine besondere Kombination aus Säure-enthaltenden
Polymeren und Polysacchariden in sehr kleinen Mengen zur Erzielung eines schnellen Bohrens, zurUnterdrückung eines Quellens
und eines Abkragens hydratisierbarer Formationen, zur Erzielung einer ausgezeichneten Viskosität sowie einer hervorragenden Stabilität
von gesättigten Salzlösungen wirksam ist. Darüber hinaus werden noch andere Vorteile erzielt. Je schneller das Bohren vonstatten
geht, desto wirksamer wird der Einsatz von Bohranlagen. Die verminderte Materialmenge, und zwar 0,45 bis 0,90 kg pro Barrel des
Polymeren gegenüber 11 bis 15 kg pro Barrel an Ton spart Arbeit,
609851/0719
beispielsweise bei der Herstellung der Bohrfluids, sowie Frachtkosten
ein, was insbesondere bei einem Einsatz an entfernten Bohrstellen, wie in der Nordsee und Alaska, von Wert ist.
Weder das Polysaccharid allein noch das Polymere allein vermögen gleichzeitig 1) eine gute Viskosität zu erzielen, um die Umlaufgeschwindigkeit
zum Heraufholen des Bohrmehls auf einem Minimum zu halten, und 2) eine Hydratation von Schiefern oder ein Quellen
von Tonen zu verhindern, um ein Abkragen und Quellen der durchbohrten Formation zu unterdrücken.
Durch die Erfindung wird eine Zubereitung geschaffen, die aus folgenden Bestandteilen besteht:
a) Einem Polymeren, das aus einem Homopolymeren aus wenigstens einer äthylenisch ungesättigten Carbonsäure, wie sie nachstehend
noch näher definiert wird, und/oder aus einem Copolymeren aus zwei oder mehreren derartigen Säuren und/oder aus einem Copolymeren aus
wenigstens einer derartigen Säure mit wenigstens einem anderen äthyienisch ungesättigten Monomeren besteht, wobei das Polymere in
einein wässrigen Medium löslich ist oder darin solubilisiert werden
kann und ein anhand der Viskosität errechnetes durchschnittliches Molekulargewicht (Mv) von 125 000 bis 12 000 000 und ein Äquivalentgewicht
pro Carboxylgruppe, wie nachfolgend definiert, von 70 bis 250 besitzt, und
b) einem wasserlöslichen makromolekularen Polysaccharid und/oder einem wasserlöslichen Derivat davon, das wässrige Medien einzudicken
vermag und chemisch unter neutralen oder alkalischen Bedingungen stabil ist, wobei eine 2 Gewichts-%ige Lösung des Polysaccharids in
destilliertem Wasser eine Brookfield-Viskosität bei 220C von 3000
bis 200 000 Centipoise besitzt.
Das Gewichtsverhältnis von a) zu b) kann von 10 bis 90 Teilen a)
809851/071S
bis 90 zu 10 Teilen b) schwanken, wobei die Gesamtmenge von a)
und b) 100 Teile beträgt.
Unter "ungesättigter Carbonsäure" sind einfache Monocarbonsäuren, Halbester oder -amide ^,ß-ungesättigter Dicarbonsäuren sowie
wasserlöslicher Salze davon zu verstehen.
Wie zuvor erwähnt worden ist, kann die ungesättigte Carbonsäure in dem Polymeren eine einfache Monocarbonsäure sein, es kann sich
auch um einen Halbester oder ein Halbamid einer oCi ß-ungesättigten
Dicarbonsäure sowie um wasserlösliche Salze davon handeln, beispielsweise um das Natriumsalz. Beispiele für copolymerisierbare
äthylenisch ungesättigte Monocarbonsäuren oder Polycarbonsäuren sind Sorbinsäure, Zimtsäure, Vinylbrenzschleimsäure, oC~
Chlorsorbinsäure, p-Viny!benzoesäure, Acrylsäure, Methacrylsäure,
Maleinsäure, Fumarsäure, Acronitsäure, Atropasäure, Crotonsäure und Itaconsäure oder Mischungen davon, wobei Itaconsäure, Maleinsäure,
Fumarsäure und die <χ, ß-ungesättigten Monocarbonsäuren,
insbesondere Methacrylsäure und Acrylsäure, bevorzugt werden. Andere copolymerisierbare Säuremonomeren sind die Alkylhalbester
oder Teilester von ungesättigten Polycarbonsäuren, wie Itaconsäure, Maleinsäure und Fumarsäure, «oder die Teilamide davon.
Bevorzugte Halbester sind die nxederen Alkyl (C .,-C,)-ester, wie
saures Methylitaconat, saures Butylitaconat, saures Methylfuraarat,
saures Butylfumarat, saures Methylmaleat sowie saures Butylmaleat.
Derartige Teilester und Teilamide werden als " %,ß-ungesättigte
Monocarbonsäuren" angesehen, so dass dieser Begriff derartige Ester und Amide umfasst.
Das saure Polymere in den erfindungsgemässen Massen kann als
Homopolymeres oder vorzugsweise als Copolymeres mit im wesentlichen
jedem Vinylmonomeren verwendet werden. Unter dem Begriff
"Vinylmonomeres" soll ein Monomeres verstanden werden, das vorzugsweise
weniger als 20 Kohlenstoffatome aufweist und wenigstens
609851 /0719
eine der folgenden olefinisch ungesättigten Gruppen enthält:
Vinyl iden CH2=C 1^'
Vinyl CH2=CH- und
Vinylen (nicht in -CH=CH-, - ~r
einem Arylring)
wobei es gleichgültig ist, °t>
diese Gruppen homopolymerisierbar sind oder nicht. Beispiele sind die Ester von oC, ß-äthylenisch
ungesättigten Monocarbonsäuren, OC,ß-äthylenisch ungesättigte Aldehyde,
OC, ß-äthylenisch ungesättigte Dicarbonsäureester, DC, ß-äthylenisch
ungesättigte Nitrile, Kohlenwasserstoffe, wie ci-Olefine,
konjugierte Diolefine,. Vinylarylverbindungen, Vinylalkyläther,
ungesättigte Amide und Hydroxyalky!amide, Vinylhalogenide, Vinylidenhalogenide,
Vinylsulfide, Vinylacyloxyverbindungen (Ester ungesättigter
Carbonsäuren sowie äthylenisch ungesättigter Alkanole), Vinylureidomonomere, Vinylverbindungen mit heterocyclischen
Stickstoff-enthaltenden (HN <C ) Gruppen sowie Halogen- oder Hydroxyalky
1-substituierte Derivate davon. Die Methoden zur Herstellung der wässrigen Dispersionen von Vinylpolymeren sind an sich bekannt
und bilden nicht Teil der Erfindung. Beispiele bekannter Methoden zur Herstellung von Vinylpolymeren werden in "Polymer Processes",
Schildknecht, Interscience, N.Y. (1956), Sexten 111-174, beschrieben.
Beispielsweise beschreibt die GB-PS 870 994 die Herstellung dieser sowie anderer geeigneter löslicher Polymerer mit hohem
Molekulargewicht, die erfindungsgemäss einsetzbar sind. Die.Eindickungsmittel
werden für verschiedene Verwendungszwecke beschrieben, einschliesslich einer Zugabe zueinem roten Schlamm
für das Bohren einer Quelle.
Spezifische Beispiele für geeignete Viny!monomere, die mit dem
sauren Monomeren für einen erfindungsgemässen Einsatz copolyip.erisiert
v/erden können, sind die Ester von Acrylsäure, Methacrylsäure,
Itaconsäure, Maieinsäure und Fumarsäure mit Alkanolen
60S851 /07 1 9
mit 1 bis 20 Kohlenstoffatomen, wie Methanol, Äthanol, Butanol, 2-Äthylhexanol und Pentadecanol, Methylcellosolve und Cellosolveacrylaten
und -methacrylaten, Acrolein, Methacrolein, Acrylnitril,
Methacrylnitril, Äthylen, Propylen, Isobuten, Butadien, Isopren,, Chloropren, Styrol, Vinyltoluol, Vinylmethylather, Vinylisobutyiäther,
Vinylchlorid, Vinylbromid, Vinylidenchlorid, Vinylsulfid, Vinylacetat, Vinylpropionat, ß-Hydroxyäthylacrylat und -methacry-Iat,
ß-Hydroxypropylacrylat und -methacrylat, N-Hydroxyäthylacrylamid,
N-Methylolacrylamid und N-Methylolmethacrylamid, Acrylamid
und Methacrylamid.
Bevorzugte Comonomere, die mit den ungesättigten Säuren zur Herstellung
von Copolymeren für die erfindungsgemässen Zubereitungen
verwendet werden können, sind die Ester von Acrylsäure und Methacrylsäure mit einem gesättigten aliphatischen Alkohol mit 1 bis
18 Kohlenstoffatomen, wobei 0 bis 30 Gewichts-% der gesamten Monomeren eines oder mehrerer säurefreier äthylenisch ungesättigter
additionspolymerisierbarer Monomerer neben den Estern in Frage kommen. Die bevorzugten Monomeren, falls solche vorliegen, bestehen
aus Acrylamid, Methacrylamid, den N-Methylolderivaten dieser Amide,
Hydroxyäthyl- oder Hydroxypropylacrylat und -methacrylat, Vinylacetat, Vinylchlorid, Vinylidenchlorid und/oder vinylaromatischen
Kohlenwasserstoffen, insbesondere Styrol sowie o-, m- und p-Vinyltoluol.
Manchmal kann es zweckmässig sein, das Polymere dadurch zu modifizieren,
dass kleine Mengen polyungesättigter Monomerer zugesetzt werden, beispielsweise Divinylbenzol, Äthylenglykoldimethacrylat,
Diallylphthalat, Allylmethacrylat oder dergleichen. In
kleinen Mengen wirken diese als Vernetzungsmittel, wodurch in wirksamer Weise die Polymerkette des löslichen Polymeren verlängert
wird. Bei einer Verwendung betragen die Mengen bis zu ungefähr 0,5 Gewichtsteile des Copolymeren, wobei die Gesamtmenge 100 Teile
beträgt. Die maximale Menge richtet sich danach, dass das Polymere
609851/0719
durch eine wässrige alkalische Lösung solubilisierbar sein muss
(vgl. die genannte GB-PS 870 994).
Vorzugsweise beträgt das anhand der Viskosität ermittelte durchschnittliche Molekulargewicht des Polymeren 250 000 bis
5 000 000. Das Äquivalentgewicht pro Carboxylgruppe des Polymeren schwankt von 70 bis 250 und beträgt vorzugsweise wenigstens
100, beispielsweise liegt es zwischen 100 und 150.
Wird eine Auflösung des Polymeren oder eine Solubilisierung desselben
erwähnt, so ist darauf hinzuweisen, dass darunter die Bildung einer kolloidalen Lösung derartiger Polymerer zu verstehen
ist„ Derartige kolloidale Lösungen sehen beim Betrachten
klar aus, sie streuen jedoch in einem gewissen Ausmaße das Licht und sind daher im strengen Sinne keine echten Lösungen. Für
die erfxndungsgemässen Zwecke ist die Einstufung als Lösungen
ausreichend.
Im Zusammenhang mit der Solubilisierung des Säure-enthaltenden
Polymeren kann eine ausreichende Alkalimenge in Form von Kaliumoder Natriumhydroxyd, -carbonat oder -silicat, vorzugsweise
Natriumcarbonat, zur Erzielung dieses Ergebnisses verwendet werden. Natriumcarbonat ist das bevorzugte Alkali, da es im Gegensatz zu
den anderen Alkalien in wirksamerer Weise eine hohe Viskosität erzeugt. Beispielsweise kann man 0,45 kg pro Barrel 50:50-Mischungen,
bezogen auf das Gewicht, des Copolymeren von Beispiel 1 und Natrosol 250 HHR in 26 %igem NaCl mit einer Härte von 6000
ppm mit
a) 1,8 kg (4 pounds) Na3CO3 pro Barrel verwenden, wobei 16 Cps
(Fann Viscosity) bei 22°C erzielt werden, oder
b) 1,8 kg (4 pounds) pro Barrel NaOH verwenden, wobei 11,0 Cps
(Fann Viscosity) bei 220C erreicht werden.
609851/0719
Der Mechanismus, aufgrund dessen Natriumcarbonat eine höhere Eindickung
bewirkt als andere Basen, ist nicht bekannt. Man nimmt jedoch an, dass es das Ergebnis der Entfernung einer grossen
Menge der löslichen zweiwertigen Kationen (Kalzium und Magnesium) durch Ausfällung als Carbonatsalze ist. Diese Ionen würden sonst
den Eindickungswirkungsgrad des Polymeren modifizieren, und zwar wahrscheinlich durch eine Salzbildung mit den -COOH-Gruppen des
Polymeren. Ein alkalischer pH-Wert von ^> 7 bis 14 ist geeignet,
der bevorzugte Bereich liegt jedoch zwischen ungefähr 7,5 und ungefähr 13,5. Liegt der pH-Wert wesentlich höher und wird das
Bohrfluid bei der Verwendung relativ heiss, dann kann eine Neigung dahingehend bestehen, dass bestimmte Polymere hydrolysiert werden
und das Polysaccharid zersetzt wird. Handelt es sich um Alkylester
von Acrylsäure oder Methacrylsäure, dann hat eine Hydrolyse einfach eine erhöhte Carboxylfunktionalität zur Folge.
Es ist zweckmässig, wenn das Polymere ein hochwirksames Eindickungsmittel
ist. Im allgemeinen wird die Haupteindickungswirkung durch das Polysaccharid erzielt, während das Polymere
diese Funktion ih einem etwas geringeren Ausmaße erfüllt, wobei dennoch die Hydratationsinhibierung bestimmter geologischer Formationen
gegeben ist.
Die Polymeren lassen sich in zweckmässiger Weise durch Emulsionspolymerisation
herstellen, wobei beispielsweise ein anionisches grenzflächenaktives Mittel, wie Natriumdodecylbenzolsulfonat,
und ein freie Radikale liefernder Initiator verwendet werden. Der Latex wird dann getrocknet, vorzugsweise durch Sprühtrocknen,
wodurch ein geeignetes Pulver geschaffen wird, das mit dem trockenen Polysaccharid vermischt und zur Herstellung eines
Bohrfluids durch Vermischen mit Wasser und einem Alkali verwendet wird. Im Falle von einigen Zubereitungen der nachfolgenden Beispiele
wird nach Beendigung des Trocknens des Polymeren kationisches Diisobutylphenoxyäthoxyäthyldimethylbenzylarnmoniumchlorid
609851/0719
in einer Menge von bis zu 1,75 Gewichfcsteilen pro 100 Teile des
Polymerfeststoffes zugesetzt, um das Schäumen des Bohrfluids zu
vermindern, das durch das anionische Emulgiermittel verursacht wird, das bei der Polymerisation eingesetzt wird.
Im wesentlichen jedes wasserlösliche makromolekulare Polysaccharid
(diese werden manchmal als Harze oder Gums bezeichnet), insbesondere ein natürliches Kohlehydrat oder ein Derivat eines natürlichen
Kohlehydrats, eignet sich, sofern es bei den auftretenden alkalischen Bedingungen stabil ist, durch Salzlösungen nicht ausgefällt
oder schnell verschlechtert wird und eine ausreichende Eindickung, insbesondere in Salzlösungen, bewirkt. Die Zelluloseäther, wie
Hydroxyäthylzellulose und Hydroxypropylzelluloser mit einem MS-Wert
von>1,5 sind besonders geeignet. Zelluloseester, wie Natriumcarboxymethylzellulose
und Natriumcarboxylmethylhydroxyäthylzellulose, eignen sich ebenfalls. Die Ester sind im allgemeinen
anionisch, während die Äther nichtionisch sind. Die Alkyläther, wie Methylzellulose, werden nicht bevorzugt, da sie thixotrope
Gele bei erhöhten Temperaturen bilden, insbesondere in Gegenwart von anorganischen Salzen. Natürliche und synthetische Gums sind
auch geeignet, wobei als Beispiele Xanthamgum und vernetzter Xanthamgum (vgl. die US-PS 3 654 164) sowie Polysaccharidderivate
von Seepflanzen erwähnt seien. Einige Gums werden deshalb nicht bevorzugt, da sie keine ausreichende Viskosität bedingen, oder
da sie nicht gegenüber alkalischen Bedingungen oder gegenüber Salzlösungen stabil sind. Ein derartiges Beispiel für ein ungeeignetes
Polysaccharid-Gum ist nichtbehandelter Guargum, der gegenüber
Alkalien nicht stabil ist.
Eine Ausführungsforiß der Erfindung ist die Bereitstellung von
Bohrfluids, welche die erfindungsgemässen Zubereitungen enthalten.
Die Gesamtmenge der Komponenten a) und b), der Säure und des PoIysaccharids,
in den Bohrfluids schwankt vorzugsweise zwischen
609851/0713
- 11 -
45 g und 2,25 kg (0,1 bis 5 pounds) pro Barrel und insbesondere zwischen
225 g und 0,9 kg (0,5 bis 2 pounds) pro Barrel. Dies entspricht ungefähr 0,00108 bis 0,054 kg (0,0024 bis 0,12 pounds)
pro 3,8 1 CO.S. gallon) in dem breiten Bereich, wobei der bevorzugte
Bereich zwischen ungefähr 0,0054 und 0,0215 kg (0,012 bis 0,048 pounds) pro 3,8 1 (U.S. gallon) schwankt. In Gramm pro Liter entspricht
dies ungefähr 0,29 g pro Liter bis zu einer oberen Grenze von 14 g pro Liter. Der bevorzugtere Bereich liegt zwischen ungefähr
1,4 g pro Liter bis 5,7 g pro Liter. Die Gewichtsprozentsätze lassen sich, durch, einfache Berechnungen ermitteln.
Die Fann-Viskosität des Bohrfluids, die bei 600 üpm sowie bei 22°C
ermittelt wird>
beträgt vorzugsweise 3 bis 40 Centipoise. Die untere Grenze bedeutet natürlich eine höhere Viskosität als sie Wasser
allein zukommt, während die obere Grenze von 40 Centipoise in extremen
Situationen eingehalten wird, beispielsweise im Falle von sogenannten "spud muds", die eine extrem hohe Viskosität erfordern.
Zur Durchführung eines normalen Bohrens kann die Fann-Viskosität 5 bis 30 Centipoise betragen. Insbesondere wird eine Fann-Viskosität
von 5 bis 15 Centipoise bevorzugt»
Die erfindumgsgemässen Zubereitungen gestatten die Formulierung
tonfreier oder im wesentlichen tonfreier Bohrfluids mit geringem Feststoffgehalt mit den gewünschten Eigenschaften. Unter den Begriffen
"bestehen im wesentlichen aus" der Polymer-Polysaccharid-Kombination
oder "im wesentlichen" tonfrei ist zu verstehen, dass der Gehalt an Ton oder an äquivalenten unlöslichen Materialien relativ
gering ist, so dass der Charakter der Zubereitung nicht verändert wird. Solange die Grundeigenschaften der Mischung aus PoIymerem
und PoLysaccharid in einem Bohrfluid beibehalten werden,
können kleine Mengen an anderen Materialien zugesetzt werden, ohne
dass dabei der Rahmen der Erfindung verlassen wird. Die Erfindung ermöglicht 1} eine gute Viskosität in Frischwasser sowie gesättigten
Salzwässern, um Bohrmehl an die Oberfläche zu bringen, und 2) eine
609851/0719
wirksame Inhibierung der Hydratation von Schiefern, so dass ein Abkragen und Quellen verhindert wird, und zwar bei Mengen in
der Gegend von ungefähr 450 g (1 pound) pro Barrel. Einer der Hauptvorteile dieser die Viskosität verändernden Mittel sowie
der Lochstabilisierungsmittel gegenüber kolloidalem Ton besteht darin, dass sie nicht das Eindringen des Bohreinsatzes oder
-meisels in nachteiliger Weise beeinflussen, so dass eine hohe Bohrgeschwxndxgkext erzielt wird. Die Verwendung dieser Fluids
in einer Menge von 450 g (1 pound) pro Barrel der erfindungsgemässen
Eindickungsmittel gegenüber 13,5 kg (30 pounds) pro Barrel im Falle von Schlämmen mit kolloidalen Tonen bedeutet
eine merkliche Verminderung der Frachtkosten und Handhabungskosten bis zum Erreichen der Bohrstelle, wobei ausserdem eine
Ersparnis an Zeit und Arbeitskraft bei der Herstellung der Bohrfluids
zu berücksichtigen ist.
Erfxndungsgemasse Bohrfluids können durch Vermischen des Polymeren
mit dem Polysaccharid und durch Auflösen in Wasser hergestellt
werden, wobei das Vermischen vor oder nach der Auflösestufe durchgeführt wird. Das Polymere wird in der Weise aufgelöst
oder auflösbar gemacht, dass Carboxylgruppen in dem Polymeren in Salzgruppen durch Zugabe von Alkali in der vorstehend beschriebenen
Weise umgewandelt werden. Die Salzbildung kann vor dem Vermischen des Polymeren mit dem Polysaccharid durchgeführt
werden, das Alkali kann auch direkt dem Wasser zugesetzt werden.
Auf diese Weise können das Polymere und das Polysaccharid in vorteilhafter Weise an die Bohrstelle in Pulverform transportiert
werden.
Die folgenden Ausführungen betreffen erläuternde Beispiele. In den Beispielen wird ein Labortest verwendet, der einen Hinweis
auf die Hydratisierung von Schiefern gibt, und zwar der Erscheinung, die zu einem Aufweichen, Abkragen und Quellen von gebohrten
609851 /0719
Formationen führt. Der Test sieht das Messen der Geschwindigkeit und des Ausmaßes des Quellens eines Bentonittons in Kontakt mit
den Bohrfluids vor. Frisches Wasser (kein aufgelöstes Salz) wird als Medium verwendet, das besonders nachteilig gegenüber empfindlichen
Schiefern ist. Das Ausmaß des Quellens des Tons schwankt mit der jeweiligen Lage des Bentonittons, wie aus den
verschiedenen Tonen hervorgeht, die zur Durchführung der Beispiele
1 und 4 eingesetzt worden sind, und ändert sich auch in Abhängigkeit von den Testbedingungen. Das relative Ausmaß des
Quellens innerhalb einer -Testreihe ist von Bedeutung. Die Mischung
aus Copolymerem und Polysaccharid ermöglicht ein wesentlich geringeres Quellen des Tons als dies im Falle von Wasser ohne Polymeres
der Fall ist. Das Polysaccharid allein ohne Copolymeres ist merklich weniger wirksam als die Mischung (vgl. die Tabelle I).
Ein wichtiges Merkmal der erfindungsgemässen Zubereitungen ist
die Eindickungswirkung, welche in einer direkten Beziehung mit
der Transportkapazität steht. Die Viskosität wird mittels eines Fann-Viskosimeters bei 600 Upm gemessen. Dies entspricht einer
Schergeschwxndigkext, wie sie bei dem Durchgang des Bohrfluids und seines mitgeschleppten Bohrmehls durch den Ringraum zwischen
dem Bohrgestänge und der Formation oder dem Gehäuse auftritt. Die Viskosität, die erforderlich ist, um ein sauberes Loch aufrecht
zu erhalten, schwankt mit der Grosse des Bohrmehls, der
Pumpgeschwindigkeit, der Breite des Loches sowie in Abhängigkeit von anderen Faktoren. Die Viskosität, die für ein gegebenes Fluid
erforderlich ist, hängt von der. zugesetzten Menge, der Konzentration des vorliegenden Salzes sowie anderer Bestandteile in dem
Bohrfluid ab. Daher ist die relative Viskosität unter den gleichen Bedingungen von Bedeutung. Die Werte in den Beispielen erläutern
die überlegene Eindickungswirkung der Mischung aus Copolymerem und Polysaccharid in gesättigter Salzlösung, einem schwierig
einzudickenden System. Das Säure-enthaltende Copolymere ohne Polysaccharid vermag zwar frisches Wasser einzudicken und Forma-
609851/0 719
tionen zu stabilisieren (Tabelle I) , es ist jedoch nicht besonders
wirksam im Hinblick auf eine Eindickung von gesättigter Salzlösung
(Tabelle II). Die Beziehung der Viskosität zu der Transportkapazität wird ebenfalls gezeigt. Die Mischung mit ihrer höheren Viskosität
erfordert eine merklich geringere Fluidviskosität zum Transportieren von Bohrmehl in gesättigter Salzlösung als das Copolymere
allein. In vielen Fällen ist das Aufrechterhalten eines sauberen Loches bei einer geringen Fluidviskosität von kritischer
Bedeutung. Eine hohe Fliessgeschwxndxgkext des Bohrfluids kann
eine übermässige Erosion des Bohrloches verursachen, ferner kann die verfügbare Pumpanlage nicht die Kapazität zur Erzeugung der
höheren Fliessgeschwindigkeit aufweisen, die im Falle eines Bohrfluids
mit geringerer Viskosität erforderlich ist. Die Transportkapazität wird in einer Laborvorrichtung gemessen, iia. welcher
Bohrfluid in einer Glassäule zirkuliert, die ein Pellet mit dem spezifischen Gewicht von Tonen und Sand (2,6) enthält. Die minimale
Fluidgeschwindigkeit zum Transport des Pellets an den oberteil der
Säule wird bestimmt.
Die Werte der Tabelle III betreffen die Zelluloseharzkomponente
der Mischung. Das Eignungskriterium ist ein wirksames Eindicken eines gesättigten Salzlösungs-Bohrfluids. In der Tabelle IIIA
zeigt das Acry!copolymere ohne die Zellulosekomponente eine relativ
schlechte Eindickung. Mischungen mit nur 25 Teilen Selluloseharz
pro 75 Teile des Äcrylcopolymeren sind merklich wirfcsamere
Eindickungsmittel. Die Tabelle IIIB zeigt verschiedene Zellulosematerialien,
die eine wirksame. Eindickung in Kombination mit dem Äcrylcopolymeren ergeben. Eine wichtige Einschränkung ist darin
zu sehen, dass die Zellulosekomponente ein Material mit einer hohen Viskosität ist und sich dadurch auszeichnet^ dass sie eine
Brookfield-Viskosität bei 2 % in destilliertem Wasser von 3000 Gps
oder darüber bei 22°C besitzt. Sofern nichts anderes angegeben
ist, beziehen sich alle Teilangaben auf das Gewicht.
609851/0719
Die Werte in der Tabele IV definieren die Äcrylcopolymerkomponente
der Misctaiaag. Das verwendete Kriterium ist die Wirksamkeit im
Hinblick aiaf einte Inhibierung des Quellens von Ton durch. Wasser.
Die Tabelle ΤΨΆ zeigt, dass das Vorliegen von Hydroxyäthylzellu-Io
se (HSZ) allein ohne Äcrylcopolymeres in dem Bohrfluid im
Hinblick auf eime Verhinderung des Quellens von Ton durch Wasser
unwirksam ist. Mischungen mit nur 10 Teilen des Acrylcopolysieren
pro 90 Teile HiS bedingen eine merkliche Verminderung des Quellens
durch Wasser- Die Tabelle IVB zeigt, dass mit Mischungen aus Äcrylcopolymerera und HaZ die Fähigkeit, Ton zu quellen, mit abnehmender
Menge des Carbonsäuregehaltes in dem Copolymeren abnimmt.
Bei 40 Gewichts—% MAA (Methacrylsäure) oder darüber wird eine gute IiAilbierung des Quellens beobachtet. In der Tabelle IVC
ist eine Anzahl von Copolymeren als MAA und anderen Nichtcarboxylenthaltenden
Monomeren angegeben, die wirksam zur Inhibierung eines TonquelXems sind. Die Tabelle IVD zeigt die Wirkung des
Molekulargewichts des Copolymeren. Eine Inhibierung ist im Falle eines niederem. Molekulargewichts geringer, ein Mv-Wert von 250
bedingt jedoch noch merkliche Inhxbxerungseigenschaften.
Das Copolymere wird nach bekannten Methoden synthetisiert. Eine bevorzugte Metlhode ist die Emulsionspolymerisation, wie sie in
der oben angegebenen GB-PS beschrieben wird, der sich ein Sprühtrocknen zur Erzeugung eines trockenen Pulvers in der Carbonsäureform
anscWLiesst. Das pulverisierte Polymere wird trocken
mit dem Polysaccharidpulver sowie erforderlichenfalls mit einer geringen Menge eines Sntschäumungsmittels vermischt. Der Latex
kann entionisiert oder in anderer Weise behandelt werden. Bohrfluids
werden in der Weise hergestellt, dass das pulverisierte Produkt zu Wasser unter Rühren zusammen mit einem Alkali, wie
Natriumcarbonat oder Natriumhydroxyd, zur Neutralisierung und Solubilisierung der Copolymerkomponente zugegeben wird. Natürlich
kann der Latex auch vor dem Sprühtrocknen neutralisiert werden.
Ferner brauchen der Latex oder die Lösung nicht zu einem Pulver
809851/0719
getrocknet werden, falls eine Zuführung zu der Verwendungsstelle
in dieser Form zweckmässig ist.
Wie bereits erwähnt worden ist, ist Natriumcarbonat (Na2CO-)
das bevorzugte Alkali. Es neutralisiert die -COOH-Gruppen in dem Polymeren zu seiner Solubilisierung und trägt auch dazu bei,
die Menge an Kalziumionen oder anderen mehrwertigen Ionen, deren Carbonate im allgemeinen in bekannter Weise unlöslich sind, zu
begrenzen. In überraschender Weise wurde gefunden, dass Natriumcarbonat
wesentlich dem Natriumhydroxyd insofern überlegen ist, als das erhaltene Bohrfluid bei Verwendung der gleichen Bestandteile
viskoser ist, wenn das Carbonat anstelle des Hydroxyds eingesetzt wird. Die Gründe dafür sind nicht bekannt.
Bei der Durchführung der folgenden Beispiele weisen die Hydroxyäthylzellulosen
und die Carboxymethylzellulose verschiedene Substitutionsgrade (D.S.) der Anhydroglukoseeinheit, d.h. der Anzahl
der Hydroxyle an den Anhydroglukoseeinheiten, die substituiert sind, sowie der molekularen Substitution auf. Da mehr als eine
Äthylenoxydgruppe (im Falle von HÄZ) zur Addition an eine gegebene
Hydroxylgruppe an der Anhydroglukoseeinheit in Wechselwirkung treten kann, sind die Mole an umgesetztem Äthylenoxyd (MS) ebenfalls
von Bedeutung. Diese Werte sind wie jfolgt:
Produkt DS MS
Cellosize QP100M Natrosol 18OHHR
Natrosol 250HHR Cellosize QP15000 Cellosize QP4400 Hi Vis CMC
Der Substitutionsgrad (DS) liegt in geeigneter Weise zwischen 0,8 und 1,8, während der MS-Wert zwischen 1,0 und 3,0 schwankt.
609851 /0719
1,0 | 1,8 |
1,0 | 1,8 |
1,5 | 2,5 |
1,0 | 1,8 |
1,0 | 1,8 |
1,2 | 1,2 |
Es gelten im vorliegenden Falle folgende Defintionen und Test.bedingungen:
Äquivalentgewicht pro Carboxylgruppe: Dies wird als das in Gramm
ausgedrückte Molekulargewicht des Copolymeren pro Carbonsäuregruppe definiert. Dieser Parameter ist spezifischer als das Angeben
eines Gewichtsverhältnisses der Säure zu dem anderen Monomeren, falls ein solches vorliegt, und zwar nicht nur infolge der Breitenveränderung
der Molekulargewichte der Monomeren, sondern auch deshalb, da Variationen bezüglich der relativen Mengen der Carboxylgruppen
auftreten, wenn man von einer Monocarbonsäure zu einer Polycarbonsäure übergeht»
Tonquelltest: Trockener Bentoni.tton wird in einen geeichten 25 ml-Zylinder
eingewogen, worauf der Zylinder solange aufgestossen
wird, bis sich der Ton bei der 5 ml-Markierung (15 mm hoch) abgesetzt
hat. 20 ml des Bohrfluids werden langsam in den Zylinder
eingefüllt und nach dem Kontakt mit dem Ton während einer Zeitspanne von 30 Minuten oder 2 Stunden beobachtet» Die Höhe des
Tons in mm nach der Kontaktierung mit dem Fluid während des angegebenen Intervalls minus 15 mm wird als Tonanquellung aufgezeichnet.
Gemäss der Tabelle I werden 5,2 g Magcögel-Bentonit
in jedem Zylinder verwendet. Gemäss Tabelle IV werden 4,0g Wyoming-Bentonit eingesetzt (vgl. die Fussnote in den Tabellen
bezüglich der Kontaktζexten).
Bestimmung des Molekulargewichts unter Anwendung der Intrinsicviskosität,
Mv% Acrylesteradditionspolymere und -copolymere sind dafür bekannt, dass sie bei der Einwirkung von Sonnenlicht
und anderer Strahlung aussergewöhnlich stabil sind. Dies trifft
nicht für Additionspolymere zu, die hohe Gehalte an copolymerisierten
äthylenisch ungesättigten Carbonsäuren aufweisen. Derartige Produkte sollten in Form von Lösungen, Suspensionen oder
getrockneten Pulvern in Behältern aufbewahrt werden, die gegenüber
609851/0719
schädlichen Strahlen undurchlässig sind, beispielsweise gegenüber
UV-Licht, oder die derartige schädliche Strahlen herausfiltrieren,
wobei sie so schnell wie möglich eingesetzt werden sollten. Daher sollten die erfindungsgemäss geeigneten Polymeren in trüben Behältern
oder beispielsweise in Behältern aus bernsteinfarbenem GIaS8,
das die schädlichen Strahlen herausfiltriert, aufbewahrt werden. Das Alter und die Lagerungsbedingungen beeinflussen das Molekulargewicht
eines erfindungsgemäss geeigneten Polymeren.
Das ungefähre durchschnittliche Molekulargewicht, das durch die Intrinsicviskosität bestimmt wird, wird unter Verwendung eines
Cannon-Fenske-Routine-Viskosimeters, Modell 150 J 288, ermittelt.
Das Polymere wird getrocknet, beispielsweise unter Vakuum bei einer erhöhten Temperatur oder durch Anwendung einer Sprühtrocknung» Eine
gegebene Menge des trockenen Polymeren wird in einer 102 %igen
Schwefelsäure aufgelöst, worauf eine 7 ml-Probe in das Viskosimeter
gegossen wird. Das Bad, in welchem sich das Viskosimeter befindet,
wird bei 300C gehalten. Die durchschnittliche Fliesszeit von Proben
des gleichen Materials wird dann bestimmt, desgleichen die Fliesszeit der Schwefelsäure selbst. Es werden zwei Proben verwendet,
wobei der Durchschnitt von zwei Versuchen genommen wird. Die spezifische
Viskosität wird dann daraus unter Anwendung anerkannter Methoden ermittelt, worauf das Molekulargewicht abgeschätzt wird.
Die folgenden Werte werden anhand von verschiedenen Proben eines getrockneten Materials mit hohem Molekulargewicht und eines Materials
mit niederem Molekulargewicht erhalten. Das Molekulargewicht kann in bekannter Weise absichtlich durch Veränderung der Polymerisationsbedingungen
variiert werden. In den folgenden Tabellen sind die Molekulargewichte verschiedener Produkte, die erfindungsgemäss
eingesetzt werden, zusammengefasst. Alle Polymeren werden durch Emulsionspolymerisation hergestellt. Das Polymere wird in den in
der Tabelle B.angegebenen Konzentrationen während einer Zeitspanne
von 16 Stunden bei umgebungstemperatur (20 bis 22°C) vor der Zufuhr
609851/0719
der 7 ml der Lösung zu dem Viskosimeter in der vorstehend beschriebenen
Weise zur Bestimmung der Intrinsicviskosxtät aufgelöst. Bei der Bestimmung der vorstehend angegebenen Werte wird die Zeit für
das Schwefelsäurelösungsmittel und für die Lösung des Polymeren
in der Säure wie folgt erhalten;
in der Säure wie folgt erhalten;
Tabelle A | Lösung des meren in H2 Sekunden |
18 | Polj |
2SO.-Lösungsmittel, Sekunden |
1 | 12 | |
94,3 | 1 | 15 | ,95 |
94,8 | 1 | 06 | ,0 |
95,45 | 1 | ||
93,25 | |||
Material Nr
1 2
Die Materialien Nr. 1, 2 und 4 werden im Vakuum bei 8Q0G getrocknet.
Das Material Nr. 3 ist ein sprühgetrocknetes Material, das lange
vor seiner Verwendung hergestellt worden ist.
vor seiner Verwendung hergestellt worden ist.
609851/0719
Konzentration im Lösungs mittel, g/dl der Lösung |
Tabelle B | 1 Intrinsic- viskosität, dl/g (iv) |
|
Polymermaterial ^ ' (ungefähres Alter, Jahre) |
0,025 | \ spezifische ^ ' ^ Viskosität (sv) |
9,21 |
1 (D | 0,025 | 0,2513 | 7,17 |
2 (2) | 0,033 | 0,1915 | 5,73 |
3 (5) | 0,1 | 0,2048 | 1,33 |
ο 4 (2) c© 00 tn |
0,1399 | ||
Geschätzter Mv-Wert
3
2
2
2
2
000
000
000
000
000
000
000
(1) Die Polymeren 1 bis 4 werden durch Emulsionspolymerisation hergestellt, wobei das
Material 4 eine höhere Konzentration am Initiator aufweist, damit ein niedereres
Molekulargewicht erzielt wird.
Material 4 eine höhere Konzentration am Initiator aufweist, damit ein niedereres
Molekulargewicht erzielt wird.
_ Lösungszeit - Lösungsmittelzeit
SV ■"*
Lösungsmittelzeit
oder
sv =
S """■
Ί
sv
Polymerkonzentration, g/dl
SV
Bestimmung der minimalen Fluidgeschwindigkeit zum Transport von
Bohrmehl: Sie erfolgt in der Weise, dass das Fluid nach oben durch ein zylindrisches Rohr mit einem Durchmesser von 2j,1 cm
mittel einer einstellbaren Fliesspumpe mit einer Geschwindigkeit strömen gelassen wird, die hoch genug ist, um gerade ein kugelförmiges
Pellet mit einem Durchmesser von 0,9 cm und einem spezifischen Gewicht von 2,6 (wie Ton) in der Schwebe zu halten; Die
gemessene Fliessgeschwindigkeit, bei welcher das Pellet weder steigt noch fällt, wird zur Berechnung der Fluidgeschwindigkeit
verwendet.
Viskosität einer 2 %igen Lösung des Poiysaccharids in destilliertem
Wasser: 2 g des Poiysaccharids werden in 98 g destilliertem Wasser dispergiert, worauf der pH-Wert der Mischung auf 10,0 erhöht wird.
Nachdem man die erhaltene Lösung während einer Zeitspanne von 24 Stunden bei Umgebungstemperatur stehengelassen hat, wird die
Viskosität bei 220C mit einem Brookfield-LVT-Viskosimeter gemessen.
Zur Ermittlung der 1 %igen Viskosität wird 1 g des Poiysaccharids mit 99 g Wasser verwendet. Die ungefähr Spindelnummer sowie die
Umdrehungsgeschwindigkeit in Upm hängen von der jeweiligen Viskosität ab. Im Falle von Cellosize QP100M beträgt die Geschwindigkeit
3 Umdrehungen pro Minute im Falle der Spindel Nr. 4. Bei Verwendung von QP4400 wird die gleiche Spindel verwendet, wobei
jedoch die.Geschwindigkeit 60 Upm beträgt.
Einige bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung werden nachfolgend
anhand von Beispielen beschrieben, bei denen sich alle Teil- und Prozentangaben, sofern nichts anderes angegeben ist,
auf das Gewicht beziehen.
9 8 5 !/U 7 I 3
Frisches Wasser, das 450 g pro Barrel Na3CO- enthält und eine
Härte von 500 ppm aufweist, und zwar ausgedrückt als CaCO3, wobei
kein Natriumchlorid vorliegt, wird zur Herstellung von Lösungen verwendet: a) 450 g pro Barrel Hydroxyäthylzellulose (HÄZ), b)
450 g pro Barrel eines sprühgetrockneten pulverisierten Copolymeren
aus Methacrylsäure und Äthylacrylat in einem Gewichtsverhältnis von 68,5:31,5, wobei der Mv-Wert ungefähr 2 130 000 beträgt und
ein Xquivalentgewicht pro Carboxylgruppe zu 123,5 ermittelt wird,,
und in einem dritten Fluid, c) eine Mischung (50:50, bezogen auf das Gewicht) des gleichen Copolymeren und der gleichen Hydroxyäthylzellulose
in einer Gesamtmenge von 450 g pro Barrel. Eine Blindprobe d) besteht aus einer Lösung von nur Na3CO3 in dem angegebenen
frischen Wasser. Diese Lösungen besitzen einen pH-Wert von ungefähr 9,8 ο Die Viskosität und das Ausmaß des Tonquellens werden nach
den in der Tabelle I angegebenen Methoden ermittelt oder, im Falle der Tonquellung, nach der vorstehend angegebenen Methode bestimmt.
Frisches Wasser bedingt einen besonders scharfen Test der Tonquellung. Die Ergebnisse gehen aus der Tabelle I hervor. Ein anderes
Bohrfluid aus 450 g pro Barrel der Mischung aus dem gleichen Copolymeren und der gleichen Hydroxyäthylzellulose (50:50, bezogen
auf das Gewicht) in frischem Wasser mit einer Härte von 500 ppm mit 450 g pro Barrel Na3CO3 und zusätzlich mit 450 g pro Barrel
NaOH weist eine Fann-Viskosität bei 220C von 9,8 Cps sowie
einen pH-Wert von 11,6 auf.
609851 /0719
Tabelle I | Viskosität, Cps (3) |
|
Polymeres in dem Bohrfluid (1) |
Tonquellung, mm (2) |
0,8 |
a) kein Polymeres | 13 | 11,2 |
b) Hydroxyäthyl- zellulose (5) |
6 | 12,4 |
c) MAA/ÄA (4) 68,5/31,5- Copolymeres |
2 | 12,9 |
d) 50/50-Mischung dem Copolymeren HÄZ (5) |
aus und 2 |
|
(1) plus 450 g pro Barrel (450 g pro Barrel entsprechen 159 1)
Natriumcarbonat.
(2) Magcogel-Bentonit, 2-stündiges Einwirken des Bohrfluids bei
220C, wobei das Fluid langsam auf die Tonoberseite ohne Rühren
aufgebracht und eindringen gelassen wird.
(3) Fann-Viskosimter, 600 Upm, 22°C.
(4) Siehe Fussnote zu Beispiel 4 bezüglich der .Monomerxdentxtät.
(5) Cellosize QP100M (Union Carbide).
Dieses Beispiel wird in ähnlicher Weise durchgeführt, jedoch
mit einer gesättigten Salzlösung, die 26 % Natriumchlorid enthält und eine Härte von 6000 ppm aufweist, ausgedrückt als CaCO-. In
diesem Falle wird die Viskosität unter Anwendung der gleichen Methode sowie unter Verwendung der gleichen Materialien bestimmt.
Die minimale Fluidgeschwxndxgkeit, die erforderlich'ist, das
Bohrmehl zu transportieren, wird durch die vorstehend beschriebene Labormethode bestimmt. Die Ergebnisse gehen aus der Tabelle II
"hervor. Diese Lösungen besitzen einen pH-Wert von ungefähr 10,8.
609851/0719
Ein ähnliches Bohrfluid aus gesättigter Salzlösung mit einer Härte von 6000 ppm mit 450 g pro Barrel einer Mischung aus Copolymerem
und HÄZ (50:50) mit 900 g pro Barrel (Na2CO3) besitzt eine
Viskosität von 9,6 Cps und einen pH-Wert von 7,4.
Materialien in dem Viskosität, Minimale Fliessgeschwindig-Bohrfluid
(1) CPS keit zum Transportieren von
Bohrmehl (m/Minute)
a) kein Polymeres 2,8 25
b) MAA/ÄA-Copolymeres 4,9 22 gemäss Beispiel 1
c) 50/50-Mischung aus 13,3 15 dem Copolymeren und
HÄZ gemäss Beispiel 1
d) HÄZ gemäss Beispiel 1 15,5 1Q
(1) plus 1350 g pro Barrel Natriumcarbonat und 450 g pro Barrel
Natrxummetasxlikat.
Dieses Beispiel wird in ähnlicher Weise wie die vorstehenden Beispiele durchgeführt und erläutert Variationen der relativen
Mengen sowie der Gesamtmengen des in den Beispielen 1 und 2 verwendeten Polymeren sowie der angegebenen Zellulosederivate. Das
wässrige System gemäss Beispiel 3 besteht aus gesättigter Salzlösung (26 % Natriumchlorid) mit einer Härte von 6000 ppm sowie
mit 1350 g pro Barrel Natriumcarbonat. Die Ergebnisse gehen aus der Tabelle III hervor.
609851/0719
Tabelle III Polymeres in dem Bohrfluid
MAA/ÄA-Copolymeres Zellulosekomponente
gemäss Beispiel 1, g pro Produkt (1) Zubereitung (2) 2 %ige Viskosität (3) Viskosität (4)
g | pro | Barrel | |
a) | 450 | ||
b) | 337 | ||
O | c) | 225 |
Barrel
d) | 225 | |
^^ O -4 |
e) | 225 |
ί® | f) | 225 |
g) | 225 | |
h) | 225 | |
i) | 112 |
A. Verhältnis von Copolymerem zu Zellulosematerial
0 112 |
Cellosize . QP10QM |
HÄZ | 100 | 000 | HA'Z | 90 | 000 | (4/3) | 1 | (4/3) |
225 | Cellosize QP100M |
HKz | 100 | 000 | HÄZ | 4 | 000 | (4/3) | (4/30) (5) | |
B. Verschiedene Zellulosematerialier | HÄZ | 100 | 000 | (4/3) | ||||||
225 | Natrosol 18OHHR |
HÄZ | 15 | 000 | (4/12) | |||||
225 | Natrosol 25OHHR |
HÄZ | 5 | 000 | (4/60) | |||||
225 | Cellosize QP100M |
CMC | 6 | 000 | (4/60) | |||||
225 | Cellosize QP15000 |
|||||||||
225 | Cellosize QP4400 |
|||||||||
337 | Hi Vis CMC |
des Bohrfluids
3,6 6,2
10,1
10,3 10,2 10,1 10,1
6,5
7,1
to
Ul
K)
CD K) NJ
O CO
(1) Cellosize - Warenzeichen der Union Carbide; Natrosol Hercules,
Inc., Warenzeichen; vgl. die in der Beschreibung erläuterten spezifischen Produkte.
(2) HÄZ = Hydroxyäthylzellulose, CMC = Natriuiucarboxymethylzellulose.
(3) 2 %ige HÄZ oder CMC, bezogen auf das Gewicht in destilliertem Wasser; Brookfield-Viskosimeter, Cps bei 220C (Spindelnummer/
üpm) .
(4) Fann-Viskosimeter, 600 Upm, Cps bei 220C-
(5) Wie in Fussnote 3, wobei jedoch ein 1 %iges Polymeres verwendet
wird (besitzt eine höhere Viskosität bei einer 2 %igen Konzentration).
Die zur Durchführung dieses Beispiels angewendete Methode ist im wesentlichen die gleiche wie sie vorstehend angewendet worden
ist, wobei die angegebenen Modifikationen berücksichtigt sind. Dies erläutert die Anpassungsfähigkeit von Polymeren mit verschiedenen
Molekulargewichtsbereichen, die Wirkung der Veränderung der Verhältnisse von Hydroxyäthylzellulose zu Copolymerem, die
Wirkung der relativen Menge des carboxylischen Monomeren in dem Polymeren sowie die Flexibilität bezüglich der Verwendung von
verschiedenen anderen Monomeren und die Wirkungen dieser Werte auf die Quellung von Ton. Die Tabelle IV zeigt die Ergebnisse.
609851/0719
g pro Barrel | (2) | |
HXZ | 450 | |
a) | 405 | |
b) | 337 | |
σ> | c) | 225 |
ο CD |
d) | 0 |
OO | e) | |
cn | 112 | |
-» | f) | |
ο | ||
225 | ||
CO | g) | 225 |
h) | 225 | |
i) | 225 | |
j) | 225 | |
k) | 225 | |
D |
g pro Barrel Monomeres
450 112 225 450 337
225 225 225
225
225 225
MAA/&A MAA/ÄA MAA/ÄA MAA/ÄA
MAA/ÄA
maa/Xa maa/äa
MAA/BA/ CA/DAP
AA/AM
MA/MVE
MAA/ÄA
Tabelle IV
Polymeres in dem Bohrfluid (1)
Polymeres in dem Bohrfluid (1)
Polymeres
Zubereitung (3) Gewichtsverhältnis der Monomeren
A. Wirkung der relativen Mengen von HÄZ und Polymerem
Polymeres von Beispiel 1 Polymeres von Beispiel 1 Polymeres von Beispiel 1
Polymeres von Beispiel 1 Polymeres von Beispiel 1
B. Wirkung des Gehaltes an carboxylischen Monomeren in dem Copolymeren
Polymeres von Beispiel 1
40/60
30/12/57,8/0,2
30/12/57,8/0,2
70/30
67/33
40/60
67/33
40/60
Aquivalent- gewicht (4) |
Tonquel- lung, mm (5) |
I | 2622409 |
124 | 32 | ||
124 | 11 | ||
124 | 11 | ||
124 | 7 | ||
124 | 6 | ||
124 hen |
8 | ||
124 | 7 | ||
215 | 15 | ||
286 | 31 | ||
103 | 11 | ||
101 | 16 | ||
215 | 15 | ||
124 | 7 |
124 | 10 |
143 | 16 |
Tabelle JV (Fortsetzung)
g pro Barrel _ η
HÄZ (2) Polymeres
Zubereitung (3) Äquivalent- Tonquel-
g pro Barrel Monomeres Gewichtsverhältnis der Monomeren gewicht (4) lung, mm
(5)
C. Veränderungen des nichtcarboxylischen Monomeren in dem Polymeren
m) 225 225 MAA/ÄA Polymeres von Beispiel 1 n) 225 225 MAA/ÄA/VAc 69/21/10
OTo) 225 225 MAA/ÄA/S/ 60/19,8/20/0,2
ο ALMA
2Jp) 225 225 MAA/BA/MCA/ 40/40/19,8/0,2 215 15
m
DAP
—- I
"~* D: Ungefähres Molekulargewicht (Mv)
o des Polymeren co
Ifq) 225 225 MAA/ÄA 68,5/31,5 124 7 '
co . (das gleiche 2 130 000
wie in Beispiel 1)
r) 225 225 MAA/ÄA 68,5/31,5 · 124 13
320 000
(1) 450 g pro Barrel (insgesamt) des Polymeren und/oder an HÄZ
in Wasser, das eine.Härte von 500 ppm aufweist und 450 g pro Barrel Natriumcarbonat enthält.
(2) Cellosize QP4400.
(3) MAA-Methacrylsäure, EA-Äthylacrylat, VAc-Vinylacetat, S-Styrol,
ALMA-Allylmethacrylat, BA-Butylacrylat, CA-Cellosolveacrylat,
MCA-Methylcellosolveacrylat, DAP-Diallylphthalat,
AA-Acrylsäure, AM-Acrylamid, MA-MaIeinsäure, MVE-Methylvinyläther.
(4) In Gramm ausgedrücktes Molekulargewicht des Copolymeren pro
Carbonsäuregruppe.
(5) Wyoming-Bentonit, Einwirkungszeit des Bohrfluids 30 Minuten.
(Bemerkung: Dies ist ein anderer Ton als der in Beispiel 1 eingesetzte Ton, so dass die Quellwerte unterschiedlich
sind.)
Bei einem unter Sicherheitsvorkehrungen durchgeführten Experiment im Freiem wird die Zubereitung gemäss Beispiel 1 verwendet. Eine
50/50-Mischung des Copolymeren von HÄZ gemäss Beispiel 1 wird in einem Bohrfluid getestet, das zum Bohren eines Loches mit
einer Tiefe von 900 m und einem Durchmesser von 178,6 mm in dem Permian Basin-ölfeld in West-Texas verwendet wird. In Mengen von
135 g bis 360 g pro Barrel der Mischung in frischem Wasser mit 450 g Natriumcarbonat wird eine wirksame Eindickung und ein wirksamer
Transport von Bohrmehl beobachtet. Beim Bohren durch ein Salzbett mit einer Tiefe von ungefähr 540 m, wobei das Bohrfluid
mit Salz gesättigt wird,; werden die Viskosität und das Transportvermögen
ohne merkliche Veränderung beibehalten. Es v/erden keine Anzeichen eines Abkragens oder einer Quellung von Schiefern beobachtet.
Eine relativ hohe Bohrgeschwindigkeit von 12 m pro Stunde wird aufrechterhalten. Diese Geschwindigkeit ist vergleichbar mit
1/0719
der Geschwindigkeit im Falle von ähnlichen Löchern, die in der
gleichen Gegend mit Wasser allein gebohrt werden, und höher als im Falle von benachbarten Löchern, die mit Bohrfluids gebohrt
werden, die hohe Tonfeststoffgehalte aufweisen.
80S-
Claims (20)
- Patentansprüche1* Zubereitung, die insbesondere für eine Verwendung in Bohrfluids geeignet ist, dadurch gekennzeichnet, dass sie aus folgenden Bestandteilen besteht:a) Einem Polymeren, das aus einem Homopolymeren aus wenigstens einer äthylenisch ungesättigten Carbonsäure, wie sie vorstehend definiert worden ist, und/oder aus einem Copolymeren aus zwei oder mehreren derartigen Säuren und/oder aus einem Copolymeren aus wenigstens einer derartigen Säure mit wenigstens einem anderen äthylenisch ungesättigten Monomeren besteht, wobei das Polymere in einem wässrigen Medium löslich ist oder darin solubilisiert werden kann und ein anhand der Viskosität errechnetes durchschnittliches Molekulargewicht (Mv) von 125 000 bis 12 000 000 und ein Äquivalentgewicht pro Carboxylgruppe, wie vorstehend definiert, von 70 bis 250 besitzt, undb) einem wasserlöslichen makromolekularen Polysaccharid und/oder einem wasserlöslichen Derivat davon, das wässrige Medien einzudicken vermag und chemisch unter neutralen oder alkalischen Bedingungen stabil ist, wobei eine 2 Gewichts-%ige Lösung des Polysaccharids in destilliertem Wasser eine Brookfield-Viskosität bei 220C von 3000 bis 200 000 Centipoise besitzt.
- 2. Zubereitung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Gewichtsverhältnis von a) zu b) von 10 bis 90 Teilen a) zu 90 bis 10 Teilen b) schwankt.
- 3. Zubereitung nach Anspruch 1 oder 2,. dadurch gekennzeichnet, dass die Komponente a) aus einem Copolymeren besteht, das Einheiten von Itaconsäure, Acrylsäure, Methacrylsäure, Fumarsäure und/oder Maleinsäure enthält.609851/0719
- 4. Zubereitung nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Komponente a) aus einem Copolymeren aus wenigstens einer der Säuren mit wenigstens einem Ester von Acrylsäure oder Methacrylsäure besteht.
- 5. Zubereitung nach Anspruch 3 oder 4, dadurch gekennzeichnet, dass die Komponente a) aus einem Copolymeren gemäss Anspruch 3 oder 4 besteht, das bis zu 30 Gewichts—% des Copolymeren an Einheiten aus einem oder mehreren säurefreien äthylenisch ungesättigten additionspolymerisationsfähigen Monomeren, das von den Estern verschieden ist, enthält.
- 6. Zubereitung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Komponente a) einen anhand der Viskosität ermittelten durchschnittlichen Molekulargewichtsbereich von 250 bis 5 000 000 besitzt.
- 7. Zubereitung nach, einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Äquivalentgewicht der Komponente a) zwischen 100 und 150 schwankt.
- 8. Zubereitung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Komponente b) aus HydroxyäthylZellulose, HydroxypropylZellulose, Xanthumgum, Carboxymethylzellulose und/oder einem Gum, der auf Seepflanzen zurückzuführen ist, besteht.
- 9. Verwendung einer Zubereitung gemäss einem der vorhergehenden Ansprüche in einem Bohrfluid.
- 10. Ausführungsform nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Komponente a) durch Natriumcarbonat und/oder Natriumhydroxyd solubilisiert ist.
- 11. Ausführungsform nach den Ansprüchen 9 bis 10, dadurch gekenn-609851/0719- 33 zeichnet, dass der pH-Wert zwischen 7 und 14 liegt.
- 12. Ausführungsform nach den Ansprüchen 10 bis 11, dadurch gekennzeichnet, dass die Fann-Viskosität, bestimmt bei 600 Upm und 22°C, zwischen 3 und 40 Centipoise schwankt.
- 13. Ausführungsform nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass die Fann-Viskosität zwischen 5 und 30 Centipoise schwankt.
- 14. Ausführungsform nach den Ansprüchen 9 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass die Gesamtmenge der Komponenten a) und b) 45 g (0,1 pound) bis 2,25 kg (5 pounds) pro Barrel (159 1) beträgt.
- 15. Ausführungsform nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass die Menge der Komponenten a) und b) 225 g (0,5 pounds) bis 900 g (2 pounds) pro Barrel beträgt.
- 16. Verfahren zur Herstellung eines Bohrfluids, dadurch gekennzeichnet, dass ein Polymeres aus wenigstens einer äthylenisch ungesättigten Carbonsäure gemäss vorstehender Definition, wobei das Polymere in einem wässrigen Medium löslich ist oder solubilisiert werden kann, mit wenigstens einem wasserlöslichen makromolekularen Polysaccharid vermischt wird, worauf das Polymere und das Polysaccharid in Wasser aufgelöst oder dispergiert werden und das Mischen vor oder nach der Auflösungsstufe durchgeführt werden, wobei das Polymere durch Umwandlung von Carboxylgruppen in dem Polymeren in Salzgruppen durch Zugabe von Alkali aufgelöst oder auflösbar gemacht wird.
- 17. Verfahren nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, dassdas verwendete Alkali aus einer oder mehreren Verbindungen besteht, die aus der Gruppe ausgewählt werden, die aus Kalium- oder Natriumhydroxyd, -carbonat Oder -silikat besteht.609851 /0719
- 18. Verfahren nach Anspruch 16 oder 17, dadurch gekennzeichnet, dass sowohl das Polymere als auch das Polysaccharid im wesentlichen in Form von trockenen Pulvern eingesetzt werden.
- 19. Verfahren nach einem der Ansprüche 16 bis 18, dadurch gekennzeichnet, dass das Polymere und das Polysaccharid der in Anspruch angegebenen Definition entsprechen.
- 20. Verfahren nach einem der Ansprüche 16 bis 18, dadurch gekennzeichnet, dass das Polymere und das Polysaccharid den in den Ansprüchen 2 bis 10 angegebenen Definitionen entsprechen.609851/0719
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US05/582,467 US4299710A (en) | 1975-05-30 | 1975-05-30 | Drilling fluid and method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE2622409A1 true DE2622409A1 (de) | 1976-12-16 |
DE2622409C2 DE2622409C2 (de) | 1982-07-22 |
Family
ID=24329268
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE2622409A Expired DE2622409C2 (de) | 1975-05-30 | 1976-05-19 | Zusammensetzung für im wesentlichen tonfreie Bohrspülungen |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4299710A (de) |
AR (1) | AR214859A1 (de) |
AU (1) | AU505620B2 (de) |
BR (1) | BR7603346A (de) |
CA (1) | CA1063789A (de) |
DE (1) | DE2622409C2 (de) |
FR (1) | FR2312536A1 (de) |
GB (1) | GB1549378A (de) |
IT (1) | IT1062841B (de) |
NL (1) | NL7605680A (de) |
NO (1) | NO145581C (de) |
Families Citing this family (63)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4486316A (en) * | 1979-02-02 | 1984-12-04 | Nl Industries, Inc. | Borehole drilling fluid and method |
AU7515981A (en) * | 1980-09-22 | 1982-04-01 | Meyhall Chemical Ag | Polymeric thickener |
US4500436A (en) * | 1980-10-17 | 1985-02-19 | Pabley Avtar S | Saltwater and hard water bentonite mud |
US4629575A (en) * | 1982-09-03 | 1986-12-16 | Sbp, Inc. | Well drilling and production fluids employing parenchymal cell cellulose |
FR2540879A1 (fr) * | 1983-02-14 | 1984-08-17 | Rhone Poulenc Spec Chim | Suspensions concentrees de polymeres hydrosolubles |
GB8329249D0 (en) * | 1983-11-02 | 1983-12-07 | Allied Colloids Ltd | Materials in drilling muds |
US4647384A (en) * | 1984-05-01 | 1987-03-03 | Diamond Shamrock Chemicals Company | Aqueous drilling fluids containing fluid loss additives |
GB2164370B (en) | 1984-09-11 | 1988-01-27 | Shell Int Research | Drilling fluid |
GB8813552D0 (en) * | 1988-06-08 | 1988-07-13 | Unilever Plc | Thickening system |
US5368843A (en) * | 1988-06-08 | 1994-11-29 | Lever Brothers Company, Division Of Conopco, Inc. | Thickening system |
DE3833045A1 (de) * | 1988-09-29 | 1990-04-05 | Henkel Kgaa | Bohrspueladditive auf basis eines polymergemiches, deren verwendung sowie verfahren zur herstellung derselben |
FR2662447B1 (fr) * | 1990-05-28 | 1994-07-01 | Elf Aquitaine | Application des boues au scleroglucane au forage des puits a gros diametre. |
US5034062A (en) * | 1990-08-23 | 1991-07-23 | Rohm And Haas Company | Use of acid-containing anionic emulsion copolymers as calcined clay slurry stabilizers |
FR2686892B1 (fr) * | 1992-01-31 | 1995-01-13 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'inhibition de formations argileuses reactives et application a un fluide de forage. |
US5646093A (en) * | 1994-09-13 | 1997-07-08 | Rhone-Poulenc Inc. | Modified polygalactomannans as oil field shale inhibitors |
JPH10223991A (ja) * | 1997-01-31 | 1998-08-21 | Ando Electric Co Ltd | 可変波長レーザ光源 |
US5968879A (en) * | 1997-05-12 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric well completion and remedial compositions and methods |
US6169134B1 (en) * | 1997-12-12 | 2001-01-02 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Viscosifying hydrocarbon liquids |
US6849581B1 (en) | 1999-03-30 | 2005-02-01 | Bj Services Company | Gelled hydrocarbon compositions and methods for use thereof |
US7741251B2 (en) | 2002-09-06 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales |
US7091159B2 (en) * | 2002-09-06 | 2006-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for and methods of stabilizing subterranean formations containing clays |
US20040138069A1 (en) * | 2003-01-15 | 2004-07-15 | Sarkis Kakadjian | Drilling fluid with circulation loss reducing additive package |
US7866394B2 (en) | 2003-02-27 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services Inc. | Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry |
US7220708B2 (en) * | 2003-02-27 | 2007-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid component |
US6983799B2 (en) * | 2003-02-27 | 2006-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of using a swelling agent to prevent a cement slurry from being lost to a subterranean formation |
US7117942B2 (en) * | 2004-06-29 | 2006-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8278250B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations |
US8091638B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US7182136B2 (en) | 2003-07-02 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation |
US8251141B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8962535B2 (en) | 2003-05-16 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments |
US8181703B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US8631869B2 (en) | 2003-05-16 | 2014-01-21 | Leopoldo Sierra | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments |
US7759292B2 (en) | 2003-05-16 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation |
US7563750B2 (en) | 2004-01-24 | 2009-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for the diversion of aqueous injection fluids in injection operations |
US7159656B2 (en) * | 2004-02-18 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections |
US7207387B2 (en) * | 2004-04-15 | 2007-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for use with spacer fluids used in subterranean well bores |
US7114568B2 (en) * | 2004-04-15 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically modified polymers for a well completion spacer fluid |
US7216707B2 (en) * | 2004-06-21 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing using such cement compositions |
US7642223B2 (en) | 2004-10-18 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating a gas in a plugging composition to improve its sealing ability in a downhole permeable zone |
US7690429B2 (en) | 2004-10-21 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
US7560419B2 (en) * | 2004-11-03 | 2009-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and biodegradable super absorbent composition for preventing or treating lost circulation |
US7398825B2 (en) | 2004-12-03 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling sand and water production in subterranean zones |
US7891424B2 (en) | 2005-03-25 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of delivering material downhole |
US7870903B2 (en) | 2005-07-13 | 2011-01-18 | Halliburton Energy Services Inc. | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
US7493957B2 (en) | 2005-07-15 | 2009-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and sand production in subterranean wells |
US7441598B2 (en) * | 2005-11-22 | 2008-10-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing unconsolidated subterranean formations |
US7678743B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7678742B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7687438B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7730950B2 (en) | 2007-01-19 | 2010-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability |
US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
US7552771B2 (en) | 2007-11-14 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to enhance gas production following a relative-permeability-modifier treatment |
US20090253594A1 (en) | 2008-04-04 | 2009-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for placement of sealant in subterranean intervals |
US7998910B2 (en) | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
US8420576B2 (en) | 2009-08-10 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods |
BR112013023822B1 (pt) | 2011-03-17 | 2020-06-02 | Solenis Technologies Cayman, L.P. | Processo para melhorar a velocidade de escoamento de uma dispersão aquosa |
EP2898004A4 (de) * | 2012-09-19 | 2016-03-30 | Solenis Technologies Cayman Lp | Verfahren zur verbesserung der rheologischen eigenschaften einer wässrigen dispersion |
US9611716B2 (en) | 2012-09-28 | 2017-04-04 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for reducing fluid loss |
US9969921B2 (en) * | 2015-03-12 | 2018-05-15 | Hercules Llc | Oil and gas treatment composition comprising hydroxyethyl cellulose and crosslinked polyvinylpyrrolidone |
IT201700122785A1 (it) * | 2017-10-27 | 2019-04-27 | Lamberti Spa | Sospensioni non acquose |
CN114350332B (zh) | 2020-08-26 | 2023-01-31 | 中国石油大学(北京) | 仿生与双疏高效能水基钻井液 |
CN115746311B (zh) * | 2021-09-03 | 2024-02-06 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种环保型钻井液提切剂及其制备方法 |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA668844A (en) * | 1963-08-20 | Diepholz Grafschaft | Secondary oil recovery process | |
CA913348A (en) | 1972-10-31 | J. Krajewski John | Use of graft copolymers of acrylic acid and polyhydroxy polymeric compounds for treating clays | |
US2718497A (en) * | 1950-11-03 | 1955-09-20 | Union Oil Co | Drilling muds |
US3018245A (en) * | 1957-06-06 | 1962-01-23 | William L Owen | Treatment of starches and gums, and compositions thereof |
US2961400A (en) * | 1958-04-07 | 1960-11-22 | Dow Chemical Co | Control of swelling of silicates |
US3047493A (en) * | 1958-05-26 | 1962-07-31 | Gulf Research Development Co | Drilling process and water base drilling muds |
FR1244623A (fr) | 1959-12-11 | 1960-10-28 | Scholten Chemische Fab | Boue de forage |
NL6414645A (de) | 1963-12-16 | 1965-06-17 | ||
US3668122A (en) * | 1969-08-28 | 1972-06-06 | Phillips Petroleum Co | Drilling fluid preparation |
US3654164A (en) * | 1970-06-03 | 1972-04-04 | Petroleum Solids Control Inc | Drilling fluids |
US3852201A (en) * | 1970-12-23 | 1974-12-03 | J Jackson | A clay free aqueous drilling fluid |
US3919092A (en) * | 1971-04-12 | 1975-11-11 | Marathon Oil Co | Polyalkeneoxide and polysaccharide gum derivatives mobility control agent and process |
US3738437A (en) * | 1972-02-28 | 1973-06-12 | Shell Oil Co | Drilling process using a shale protecting polymer drilling fluid system |
US3878110A (en) * | 1972-10-24 | 1975-04-15 | Oil Base | Clay-free aqueous sea water drilling fluids containing magnesium oxide or calcium oxide as an additive |
-
1975
- 1975-05-30 US US05/582,467 patent/US4299710A/en not_active Expired - Lifetime
-
1976
- 1976-05-03 CA CA251,705A patent/CA1063789A/en not_active Expired
- 1976-05-13 GB GB19663/76A patent/GB1549378A/en not_active Expired
- 1976-05-18 NO NO76761663A patent/NO145581C/no unknown
- 1976-05-19 DE DE2622409A patent/DE2622409C2/de not_active Expired
- 1976-05-24 AR AR263371A patent/AR214859A1/es active
- 1976-05-26 NL NL7605680A patent/NL7605680A/xx not_active Application Discontinuation
- 1976-05-26 FR FR7616079A patent/FR2312536A1/fr active Granted
- 1976-05-27 BR BR3346/76A patent/BR7603346A/pt unknown
- 1976-05-28 IT IT68320/76A patent/IT1062841B/it active
- 1976-05-28 AU AU14420/76A patent/AU505620B2/en not_active Expired
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
IT1062841B (it) | 1985-02-11 |
NO761663L (de) | 1976-12-01 |
AU1442076A (en) | 1977-12-08 |
US4299710A (en) | 1981-11-10 |
NO145581B (no) | 1982-01-11 |
DE2622409C2 (de) | 1982-07-22 |
NO145581C (no) | 1982-04-21 |
AU505620B2 (en) | 1979-11-29 |
FR2312536A1 (fr) | 1976-12-24 |
GB1549378A (en) | 1979-08-08 |
NL7605680A (nl) | 1976-12-02 |
BR7603346A (pt) | 1976-12-07 |
FR2312536B1 (de) | 1981-10-09 |
AR214859A1 (es) | 1979-08-15 |
CA1063789A (en) | 1979-10-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE2622409A1 (de) | Bohrfluidzubereitung | |
US4486316A (en) | Borehole drilling fluid and method | |
DE69733563T2 (de) | Additiv zu erhöhung der dichte eines fluids und fluid mit einem derartigen additiv | |
US4301016A (en) | Borehole drilling fluid and method | |
US3081260A (en) | Low solids drilling fluid | |
DE69924050T2 (de) | Invertemulsionen für Bohr- und Behandlungsflüssigkeiten | |
DE2444108B1 (de) | Wasserbasische tonspuelung fuer tiefbohrungen und verwendung eines mischpolymerisats fuer solche spuelungen | |
DE60038168T2 (de) | Quaternäre stickstoff-enthaltende amphoterische wasserlösliche polymere und anwendungen für bohrflüssigkeiten | |
DE3926970A1 (de) | Bohrspuelung und verfahren zum bohren eines bohrloches | |
US3282337A (en) | Water flooding process for the recovery of petroleum | |
DE69433329T2 (de) | Bohrspüladditive und Verfahren zur Hydratationsbeschleunigung | |
DE3936698A1 (de) | Hydrolysierte copolymere von n-vinylamid und acrylamid zur verwendung als zusatzstoffe zur regelung des wasserverlustes im bohrschlamm | |
DE2830528A1 (de) | Additiv fuer tiefbohrzementschlaemme | |
US3070543A (en) | Low solids drilling fluid | |
DE2823640B2 (de) | Flüssige Polymerzusammensetzung | |
DE3343053C2 (de) | Umweltfreundliches Verflüssigungsmittel für Bohrschlämme | |
AT520254A2 (de) | Synthetische Fluidverlustpille auf Polymerbasis | |
DE2657443B2 (de) | Gelförmige wäßrige Zusammensetzung zur Säuerung unterirdischer Formationen | |
US3336977A (en) | Secondary recovery | |
DE3607056A1 (de) | Fluessiges verdickungsmittel fuer waessrige medien | |
EP0473920A1 (de) | Wassereindickende Copolymere und deren Verwendung | |
DE2359486A1 (de) | Neue waessrige bohrspuelung und ihre verwendung | |
US3360461A (en) | Low solids salt water drilling fluids | |
DE3129543A1 (de) | Verfahren zur herstellung einer viskosen homogenen waessrigen loesung in einem bohrloch und bohrfluessigkeit | |
EP0090920B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus untertägigen Lagerstätten |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
OD | Request for examination | ||
D2 | Grant after examination | ||
8330 | Complete renunciation |