DE69513561T2 - Verfahren und wässerige Flussigkeit zur Kontrolle von Feststoffdispersionen und Verwendung für Bohrung - Google Patents

Verfahren und wässerige Flussigkeit zur Kontrolle von Feststoffdispersionen und Verwendung für Bohrung

Info

Publication number
DE69513561T2
DE69513561T2 DE69513561T DE69513561T DE69513561T2 DE 69513561 T2 DE69513561 T2 DE 69513561T2 DE 69513561 T DE69513561 T DE 69513561T DE 69513561 T DE69513561 T DE 69513561T DE 69513561 T2 DE69513561 T2 DE 69513561T2
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
pam
polymer
fluid
alkyl
carbon atoms
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 - Lifetime
Application number
DE69513561T
Other languages
English (en)
Other versions
DE69513561D1 (de
Inventor
Jean-Francois Argillier
Annie Audibert
Louise Bailey
Paul I. Reid
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.)
Sofitech NV
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
Sofitech NV
IFP Energies Nouvelles IFPEN
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 Sofitech NV, IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical Sofitech NV
Publication of DE69513561D1 publication Critical patent/DE69513561D1/de
Application granted granted Critical
Publication of DE69513561T2 publication Critical patent/DE69513561T2/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • C09K8/12Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14Clay-containing compositions
    • C09K8/18Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22Synthetic organic compounds
    • C09K8/24Polymers

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)

Description

  • Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Kontrollieren der Dispersion von "Bohrklein (Bohrabfällen)" in einer Flüssigkeit (Fluid) auf Wasserbasis, die in einem Bohrloch zum Bohren, zum Konditionieren oder für Interventionen in dem genannten Bohrloch verwendet wird. Das Verfahren ist insbesondere geeignet zum Kontrollieren des Dispergierens oder Zerfallens von Feststoffen, die in der Flüssigkeit (dem Fluid) enthalten sind.
  • Unter dem Konditionieren ist das zu verstehen, was allgemein als "Komplettierung (Verrohrung, Casing)" bezeichnet wird, d. h. die Vorbereitungs- oder Ausrüstungs-Arbeitsgänge, die erforderlich sind für die Inbetriebnahme eines Bohrlochs in einer geologischen Formation. Bei diesen als "Komplettierung" bezeichneten Arbeitsgängen werden spezielle Flüssigkeiten (Fluids) verwendet, die als "Komplettierungs-Flüssigkeiten" bezeichnet werden.
  • Unter Interventionen sind Arbeitsgänge zu verstehen, die in einem Förderbohrloch oder in einem potentiellen Förderbohrloch durchgeführt werden. Diese Arbeitsgänge werden allgemein als "work over (Unterhaltungsarbeit)" bezeichnet. Die "work over"-Flüssigkeiten können in dem Förderbohrloch im Kreislauf verwendet werden, vergleichbar mit Bohrflüssigkeiten, oder sie können in Form eines flüssigen Puffers oder "Abstandhalters" verwendet werden.
  • Während eines Bohr-Arbeitsganges zur Herstellung von Erdölbohrungen oder anderen injiziert man eine Flüssigkeit bis zu dem Bohrwerkzeug durch den Kanal der Bohrlochrohre, wobei die Flüssigkeit wieder an die Oberfläche aufsteigt bei der aufsteigenden Zirkulation in dem Ringraum, der durch das Bohrloch und die Außenwand der Bohrlochrohre gebildet wird. Um das Bohren in Felsgestein unter guten Bedingungen durchzuführen, muß die Flüssigkeit (das Fluid) bestimmte Eigenschaften aufweisen.
  • Im allgemeinen muß die Flüssigkeit (das Fluid) insbesondere in der Lage sein, das Bohrklein (die Bohrabfälle) bei Unterbrechungen der Zirkulation in Suspension zu halten, das Bohrklein auf wirksame Weise mitzunehmen und an die Oberfläche zu transportieren, sie darf nur in geringem Umfang durch die permeablen Wände des Loches hindurchfiltrieren, sie muß ausreichend beschwert sein, um die Drucke zu steuern, das Werkzeug und die Bohrfront zu reinigen.
  • In dem Dokument US-A-5 208 216 ist eine Flüssigkeit auf Wasserbasis beschrieben, die ein hydrophob modifiziertes Acrylamid-Polymer (HM PAM), enthält, wie es in den Patentansprüchen definiert ist.
  • Es sind bereits zahlreiche Additive für Flüssigkeiten auf Wasserbasis für die Erzielung von Eigenschaften, die eine gute Bohrflüssigkeit haben muß, bekannt.
  • Um die Fähigkeit zu kontrollieren, die eine Flüssigkeit hat, um das Dispergieren von Bohrklein (Bohrabfällen) zu vermeiden, führt man einen sogenannten "Warmwalz-Bohrkleintest" durch, wie er beispielsweise in dem Dokument US- A-4 664 818 oder in dem Dokument UA-A-5 260 269 beschrieben ist.
  • Die vorliegende Erfindung betrifft somit ein Verfahren zum Kontrollieren des Dispergierens und/oder Zerfallens von Feststoffen, die in einer Flüssigkeit (einem Fluid) auf Wasserbasis suspendiert sind. Das Verfahren umfaßt die Zugabe zu der genannten Flüssigkeit (Fluid) in einer geeignete Menge eines Polymers, als HM PAM bezeichnet, das erhalten wird bei der Polymerisation von hydrophilen wiederkehrenden Einheiten mit einer hydrophoben wiederkehrenden Einheit.
  • Die hydrophile wiederkehrende Einheit umfaßt:
  • - ein Acrylamid der folgenden Formel:
  • worin R&sub5; für H oder CH&sub3; und Z&sub1; für CONH&sub2; stehen, und
  • - gegebenenfalls Acrylsäure-, Acrylat- oder Sulfonat-Comonomere der folgenden Formel:
  • worin R'&sub5; für H oder CH&sub3; und Z&sub2; für COOH oder COO&supmin;, M&spplus; oder CONHR&sub1;SO&sub3;, M&spplus; stehen, worin R&sub1; H oder einen Alkyl-, Aryl- oder Alkylaryl-Rest mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen bedeutet.
  • Die hydrophobe wiederkehrende Einheit des Polymers HM PAM umfaßt mindestens eine der folgenden Formen: N-Alkylacrylamid, Alkylacrylat, N- substituiertes Acrylamid oder ein substituiertes Acrylat, wobei der substituierte Teil ein nicht-ionisches Tensid darstellt und wobei die genannte hydrophobe wiederkehrende Einheit die folgende allgemeine Formel hat:
  • worin R&sub5; für H oder CH&sub3; und Z&sub3; für COOR&sub7;, COOR&sub2;, CONR&sub1;R&sub2; oder CONR&sub1;R&sub7; stehen, wobei R7 ein nicht-ionisches Tensid und R&sub2; einen Alkyl-, Aryl- oder Alkylaryl-Rest mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen; R&sub1; H oder einen Alkyl-, Aryl- oder Alkylaryl-Rest mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen bedeuten.
  • Die wasserlöslichen Polymeren HM PAM werden erhalten durch Copolymerisation von wasserlöslichen Monomeren mit einem hydrophoben Monomer in einem hydrophil/hydrophob-Molverhältnis von 90/10 bis etwa 99,995/0,005, vorzugsweise von 95/5 bis etwa 99,9/0,1. Ihre Molekularmasse beträgt mehr als 106 Dalton.
  • Das Polymer HM PAM wird nachstehend als H1PAM bezeichnet, wenn es ein Acrylamid/Nonylmethacrylat-Copolymer (d. h. mit R&sub5; =CH&sub3;; Z&sub3; = COOR&sub7;, worin R&sub7; = C&sub9;H&sub1;&sub9;) sein kann und wenn es eine Molekularmasse von etwa 8.10&sup6; Dalton und einen Gehalt an hydrophoben wiederkehrenden Einheiten zwischen 0,5 und 1,5% aufweisen kann.
  • Man kann eine geeignete Menge eines hydrophob modifizierten Cellulose- Derivats zugeben.
  • Bei dem genannten Cellulose-Derivat kann es sich um die hydrophob modifizierte Hydroxyethylcellulose (HM HEC) handeln.
  • Die modifizierte Hydroxyethylcellulose kann einen hydrophoben Alkylrest mit 4 bis 25 Kohlenstoffatomen, vorzugsweise 8 bis 18 Kohlenstoffatomen, enthalten.
  • Die Molekularmasse der modifizierten Hydroxyethylcellulose kann weniger als 2 000 000 Dalton betragen und sie liegt vorzugsweise zwischen 20 000 und 500 000 Dalton.
  • Die hydrophob modifizierten Cellulose-Derivate sind hauptsächlich abgeleitet von den üblicherweise verwendeten Cellulose-Derivaten, wie Carboxymethylcellufose (CMC), Hydroxyethylcellulose (HEC) oder Hydroxypropylcellulose (HPC). Diese Derivate können chemisch modifiziert werden durch Einarbeitung von Alkylgruppen durch eine chemische Reaktion, die bestimmte wiederkehrende Cellulose-Einheiten beeinflußt. Diese hydrophob modifizierten Cellu lose-Derivate, insbesondere HM HEC, HM CMC und HM HPC, sind in dem Dokument EP-A-1-0 465 992 beschrieben.
  • Das Polymer HM HEC oder hydrophob modifizierte Hydroxyethylcellulose wurde beschrieben in dem Dokument US-A-4 228 277 sowie in der Publikation "Synthesis and solution properties of hydrophobically modified hydroxyethyl cellulose" von A.C. SAU und L.M. LANDOLL in "Polymers in aqueous media: performance through association", J.E. Glass (Ed), "Adv. Chem. Ser. 213, ACS Wash.", 1989.
  • Die nicht-ionische und wasserlösliche HM HEC kann hergestellt werden aus der HEC oder Hydroxyethylcellulose durch chemische Einarbeitung einer langen Alkylkette mit 4 bis 25, vorzugsweise 8 bis 18 Kohlenstoffatomen für die hydrophobe wiederkehrende Einheit.
  • Die hydrophobe wiederkehrende Einheit ist über eine Ether- oder Esterbindung, vorzugsweise über eine Etherbindung, an die Cellulose gebunden, weil dieser Bindungs-Typ stabiler ist, wenn das Polymer in wäßriger Lösung vorliegt.
  • Der Gehalt an hydrophoben wiederkehrenden Einheiten kann von 0,2 bis etwa 5%, vorzugsweise zwischen 0,2 und 1,5% und insbesondere zwischen 0,2 und 1% variieren.
  • Das Polymer HM HEC kann einen molaren Substitutionsgrad der wiederkehrenden Hydroxyethyl-Einheit von mindestens 1,5, vorzugsweise zwischen 1,5 und 4, d. h. von 1,5 bis 4 mol Hydroxyethyl-Substituenten pro wiederkehrender Anhydroglucose-Einheit, und eine verhältnismäßig niedrige Molekularmasse, d. h. von weniger als 2 000 000 Dalton und vorzugsweise zwischen 20 000 und 500 000 Dalton (entsprechend einem Polymerisationsgrad von 75 bis 1800), aufweisen.
  • Bei dem Verfahren kann man 1 bis 30 g/l HM PAM und 1 bis 30 g/l HM HEC, vorzugsweise 1 bis 6 g/l HM PAM und 1 bis 5 g/l HM HEC, zugeben.
  • Die Erfindung betrifft außerdem eine Flüssigkeit (ein Fluid) auf Wasserbasis, die bestimmt ist zum Bohren, zum Konditionieren eines Bohrlochs oder für Interventionen in einem Bohrloch. Die Flüssigkeit (das Fluid) enthält in geeigneter Menge mindestens:
  • - ein Polymer, als HM PAM bezeichnet, wie es erhalten wird bei der Polymerisation von hydrophilen wiederkehrenden Einheiten mit einer hydrophoben wiederkehrenden Einheit. Die hydrophile wiederkehrende Einheit umfaßt:
  • - ein Acrylamid der folgenden Formel:
  • worin R&sub5; für H oder CH&sub3; und Z&sub1; für CONH&sub2; stehen, und
  • - gegebenenfalls Acrylsäure-, Acrylat- oder Sulfonat-Comonomere der folgenden Formel:
  • worin R'&sub5; für H oder CH&sub3; und Z&sub2; für COOH oder COO&supmin;, M&spplus; oder CONHR&sub1;SO&sub3;&supmin;, M+ stehen, wobei R&sub1; H oder einen Alkyl-, Aryl- oder Alkylaryl-Rest mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen bedeutet,
  • wobei die hydrophobe wiederkehrende Einheit des Polymers HM PAM mindestens eine der folgenden Formen aufweist: N-Alkylacrylamid, Alkylacrylat, N- substituiertes Acrylamid oder ein substituiertes Acrylat, wobei der substituierte Teil ein nicht-ionisches Tensid darstellt, und die genannte hydrophobe wiederkehrende Einheit die folgende allgemeine Formel hat:
  • worin R&sub5; für H oder CH&sub3; und Z&sub3; für COOR&sub7;, COOR&sub2;, CONR&sub1;R&sub2; oder CONR&sub1;R&sub7; stehen, wobei R&sub7; ein nicht-ionisches Tensid, R&sub2; einen Alkyl-, Aryl- oder Alkylaryl-Rest mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen und R&sub1; H oder einen Alkyl-, Aryl- oder Alkylaryl-Rest mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen bedeuten, und
  • - ein hydrophob modifiziertes Cellulose-Derivat.
  • Das Polymer HM PAM kann eine Molekularmasse zwischen 10&sup6; und 10&sup7; Dalton und einen Gehalt an hydrophoben wiederkehrenden Einheiten zwischen 0,5 und 5% aufweisen.
  • Das Polymer HM PAM, nachstehend als H1PAM bezeichnet, kann ein Acrylamid/Nonylmethacrylat-Copolymer, d. h. mit R&sub5; =CH&sub3;; Z&sub3; = COOR&sub7;, worin R&sub7; = C&sub9;H&sub1;&sub9; sein, es kann eine Molekularmasse von etwa 8.10&sup6; Dalton und einen Gehalt an hydrophoben wiederkehrenden Einheiten zwischen 0,5 und 1,5% aufweisen.
  • Das genannte Cellulose-Derivat kann die hydrophob modifizierte Hydroxyethylcellulose (HM HEC) sein.
  • Die Viskosität der Flüssigkeit (des Fluids) kann hauptsächlich durch Zugabe mindestens eines Polymers, ausgewählt aus der Gruppe, die besteht aus Xanthan, Scleroglucan, Wellan, Hydroxyethylcellulose (HEC), CMC, Guargummi und Polyacrylamiden, gesteuert (kontrolliert) werden.
  • Die Flüssigkeit (das Fluid) kann mindestens einen Elektrolyten in Konzentrationen enthalten, welche die Sättigung erreichen können.
  • Der genannte Elektrolyt kann ausgewählt werden aus der Gruppe, die besteht aus dem Chlorid, dem Bromid, dem Carbonat, dem Acetat, dem Formiat, dem Sulfat, dem Silicat, dem Phosphat von Natrium, Kalium, Calcium, Magnesium oder Zink.
  • Die Flüssigkeit (das Fluid) kann 0,5 bis 30 g/l HM HEC und HM PAM und 0,5 bis 20 g/l eines viskosmachenden Polymers enthalten.
  • Die Flüssigkeit (das Fluid) kann 0,5 bis 10 g/l HM HEC und HM PAM, 1 bis 5 g/l viskosmachendes Polymer, vorzugsweise Xanthan, 5 bis 100 g/l KCl oder NaCl und 0 bis 30 g/l reaktiven Ton enthalten.
  • Die Erfindung kann auf ein Bohrloch angewendet werden. Das Bohrloch kann zweckmäßig ein Bohrloch mit kleinem Durchmesser oder ein "Slim Hole- Bohrloch" sein und/oder es kann gegenüber der Vertikalen stark geneigt sein.
  • Die Erfindung betrifft außerdem ein Additiv für die Kontrolle des Dispergierens und/oder Zerfallens von Feststoffen, die in einer Flüssigkeit auf Wasserbasis suspendiert sind. Das Additiv umfaßt HM PAM und ein hydrophob modifiziertes Cellulose-Derivat.
  • Die Vorteile und die Eigenschaften der vorliegenden Erfindung ergeben sich aus den nachstehend beschriebenen Tests.
  • Versuch 1: Verhalten des Bohrkleins (der Bohrabfälle)
  • Dieser Versuch erlaubt die Messung der Fähigkeit, die eine Bohr-, Konditionier- oder Interventions-Flüssigkeit hat, die Kohäsion eines Feststoffes, der in der Flüssigkeit suspendiert ist, insbesondere eines Bruchstücks der geologischen Formation (Bohrabfalls) nicht zu zerstören.
  • Beschreibung des Versuchsverfahrens
  • Die Mehrzahl der Versuche wurde mit "Bohrklein (Bohrabfällen)" oder Tonstücken aus sogenanntem "London Clay" mit einer Teilchengröße zwischen 1 mm und 2,8 mm durchgeführt, die in einem Exsikkator so aufbewahrt wurden, daß ihre Aktivität in Wasser in der Größenordnung von 0,9 liegt. Der Ton London Clay enthält etwa 23% Smectit, 29% Illit und 11% Kaolinit.
  • Es werden 3 g Ton in eine 300 cm³-Zelle eingeführt, die 100 cm³ der zu testenten Flüssigkeit enthält. Anschließend werden vier Stahlkugeln mit einem Durchmesser von 16 mm in die Zelle gegeben. Diese Zelle wird 1 h lang bei einer Temperatur von 30ºC auf ein Rotations-System gestellt.
  • Die Flüssigkeit wird anschließend durch zwei hintereinander geschaltete Filter gesiebt, deren Maschengröße 1 mm bzw. 0,25 mm beträgt. Auf jedem der Siebe gewinnt man den Ton zurück. Nach dem Trocknen wird der zurückgewonnene Ton gewogen.
  • Die Ergebnisse sind angegeben als Gewichtsprozentsatz des auf jedem Sieb zurückgewonnenen Tons, bezogen auf das Ausgangsgewicht des suspendierten Tons.
  • Die verschiedenen Komponenten der getesteten Flüssigkeiten (Fluids) sind folgende:
  • - Xanthan; CMC LV, bei der es sich um ein von der Firma AQUALON hergestelltes Produkt handelt, HM HEC, wie vorstehend definiert, und ein Polymer H3, das nachstehend definiert wird.
  • Ein hydrophiles/hydrophobes Polymer, als Hb1 bezeichnet, ist in dem Dokumenten FR-A-2 686 892, aufgeführt in dem Dokument PCT/FR93/00090, das unter der Nr. WO-A-93115164 publiziert worden ist, beschrieben. Das Polymer Hb1 ist in diesen Dokumenten definiert als ein solches mit einer Struktur vom Typ -(Hb)-(Hy)- mit einer statistischen Verteilung, wobei die genannte Struktur erhalten wird bei der radikalischen Polymerisation von Ethylenmonomeren, die Carboxy-Funktionen enthalten, insbesondere ein Copolymer von Acrylat und Alkylacrylat mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen, entsprechend der folgenden Formel:
  • worin x zwischen 0,4 und 0,8 liegt, M für H oder Na oder K oder jedes andere monovalente Ion steht und die Länge der hydrophoben wiederkehrenden Einheiten R&sub4; eine Alkyl-, Alkylaryl-Kette mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen ist, die als Funktion der Molekularmasse des genannten Polymers nach den folgenden Regeln ausgewählt wird:
  • - für ein Polymer mit einer Molekularmasse von weniger als etwa 10&sup5; Dalton enthält R&sub4; mindestens 2 Kohlenstoffatome,
  • - für ein Polymer mit einer Molekularmasse zwischen etwa 10&sup5; und 2,5.10&sup6; Dalton enthält R&sub4; mindestens 4 Kohlenstoffatome.
  • In einer Variante erhält das Polymer Hb1 den Namen H3, wenn x einen Wert von 0,8 hat, R&sub4; 4 Kohlenstoffatome enthält und die Molekularmasse des Polymers zwischen 10&sup4; und 5.10&sup4; Dalton, vorzugsweise in der Nähe von 1,7.10&sup4; Dalton, liegt.
  • Tests 1: Vergleich verschiedener Formulierungen:
  • Formulierungen:
  • F0: Xanthan (4 g/l), KCl (50 g/l)
  • F1: Xanthan (4 g/l), CMC LV (10 g/l), KCl (50 g/l)
  • F2: Xanthan (4 g/l), CMC LV (10 g/l), H3 (4 g/l), KCl (50 g/l)
  • F3: Xanthan (4 g/l), HM HEC (4 g/l), KCl (50 g/l,)
  • F4: Xanthan (4 g/l), H1PAM (3 g/l), KCl (50 g/l)
  • F5: Xanthan (4 g/l), HM HEC (4 g/l), H1PAM (3 g/l), KCl (50 g/l)
  • F6: Xanthan (4 g/l), H3 (4 g/l), CMC LV (10 g/l), H1 PAM (2 g/l), KCl (50 g/l)
  • Diese vier ersten Versuche zeigen, daß unter den gleichen Salzgehalts- Bedingungen
  • - das Xanthan allein das Ton-Bohrklein zerbröselt und dispergiert,
  • - die CMC LV das Dispergieren vermindert in Gegenwart oder in Abwesenheit des Polymers H3, das Polymer H3 hat somit keinen merklichen Einfluß auf die Fähigkeit, nicht zu dispergieren,
  • - das Polymer HM HEC hat keinen merklichen Einfluß mehr auf die Fähigkeit der Formulierung, nicht zu dispergieren.
  • Diese Testreihe zeigt, daß
  • - das Polymer H1PAM das Zerbröseln und Dispergieren des Borhkleins stark vermindert,
  • - die Kombination von H1PAM mit HM HEC die Fähigkeit der Formulierung F5, das Zerbröseln und Dispergieren des Bohrkleins zu vermindern, verbessert,
  • - der Test mit der Formulierung F6, die H3 und ein Filtrat- Reduktionsmittel (CMC LV) und eine Konzentration von 2 g/l H1PAM enthält, im Vergleich mit der Formulierung F2 zeigt, daß das Dispergieren oder Zerbröseln durch die Gegenwart von H 1 PAM vermindert ist.
  • Man kann somit H1PAM allein verwenden zur Kontrolle der Fähigkeit einer Formulierung, Bohrklein zu zerbröseln und zu dispergieren. Eine Formulierung, die eine Kombination von H1PAM und HM HEC enthält, ist somit noch wirksamer in bezug auf die Kontrolle der genannten Eigenschaft.
  • Test 2: Einfluß der Konzentration an hydrophob modifiziertem Polyacrylamid (H1PAM
  • In dieser Versuchsreihe wurde der Einfluß der Konzentration an H1PAM untersucht.
  • Grundformulierung: H3 (4 g/l), Xanthan (2 g/l), HM HEC (4 g/l), KCl (50 g/l).
  • Zu dieser Grundformulierung werden verschiedene Konzentrationen an H1 PAM zugegeben.
  • Daraus ergibt sich, daß der Einfluß von H1PAM auf die bei diesem Test-Typ erhaltenen guten Ergebnisse stark ist.
  • Test 3: Versuch zur Zerkleinerung (Zerbröselung) des Bohrkleins durchgeführt mit gepreßten Bentonit-Pastillen (100% Wyoming-Montmorillonit): sehr reaktives System
  • In dieser Testreihe wurde Bohrklein verwendet, das aus gepreßten Bentonit- Pastillen bestand. Die die Suspension Ton + Formulierung enthaltende Zelle wird 16 h lang in Rotation versetzt. Es wird keine Kugel in die Zelle eingeführt. Der verwendete Ton ist ein Wyoming-Montmorillonit mit der Zusammensetzung 70% Na, 30% Ca. Die Ausgangs-Pastillen haben eine zylindrische Form (Höhe = 5 mm, Durchmesser = 5 mm), die durch Pressen von Ton in einer Presse mit 4 bis 5 t/cm² hergestellt worden sind. Sie weisen danach eine Aktivität in Wasser von etwa 0,5 auf.
  • Die Ergebnisse sind angegeben in Gew.-% zurückgewonnenes Bohrklein mit einer Teilchengröße von mehr als 3,15 mm.
  • Grundformulierung: Xanthan (2 g/l), KCl (50 g/l)
  • Zu dieser Grundformulierung werden die in der folgenden Tabelle angegebenen verschiedenen Agentien zugegeben.
  • Die CMC LV ist ein Produkt, das von der Firma AQUALON hergestellt worden ist.
  • Das PHPA ist ein teilweise hydrolysiertes Polyacrylamid, das von der Firma SNF Floerger hergestellt worden ist.
  • Diese Ergebnisse zeigen daß in einem sehr reaktiven System und unter den gleichen Salzgehalts-Bedingungen das Verhalten von H1PAM sehr ähnlich demjenigen von PHPA ist, was seine Fähigkeit angeht, das Zerbröseln und Dispergieren des Bohrkleins zu vermindern.
  • Darüber hinaus bestätigt dieser Test, daß die Kombination von H1PAM und HM HEC einen Synergie-Effekt und ausgezeichnete Ergebnisse in diesem besonders reaktiven System ergibt.
  • Versuch 3: Kontamination durch Feststoffe
  • Es ist wichtig, daß die Flüssigkeiten, die man in einem Bohrloch oder beim Bohren verwenden kann, eine verhältnismäßig stabile Rheologie in Gegenwart von mineralischen Kolloiden aufweisen.
  • In diesen Tests wird das Verhalten der erfindungsgemäßen Flüssigkeit in Gegenwart von nicht vorhydratisiertem Bentonit bewertet. Sie messen die Entwicklung der Viskosität (mPa.s) der Flüssigkeit für unterschiedliche Scherungsgrade (s&supmin;¹) und unterschiedliche Bentonit-Gehalte (g/l,). Diese Messungen werden mit einem konventionellen Viscosimeter vom FANN-Typ durchgeführt.
  • Die Flüssigkeit enthält: Xanthan (2 g/l), H3 (4 g/l), HM HEC (4 g/l), H1PAM (2 g/l), KCl (5%)
  • Der folgende Test erlaubt den Vergleich mit einer Formulierung einer klassischen Flüssigkeit auf Wasserbasis, die Xanthan (4 g/l), CMC (10 g/l) und KCl (5%) enthält.
  • Wenn man die beiden Formulierungen miteinander vergleicht, stellt man fest, daß die erste Formulierung, die einer der Varianten der erfindungsgemäßen Flüssigkeit entspricht, ein besseres Verhalten bei der Kontamination durch Feststoffe aufweist. Insbesondere ist die Zunahme der Viskosität mit der Erhöhung des Prozentsatzes an kontaminierenden Feststoffen, gemessen bei einem geringen Scherungsgradienten, weit geringer und erreicht sogar einen konstanten Wert bei der ersten Formulierung im Gegensatz zur zweiten Formulierung, die einer klassischen Formulierung auf Wasserbasis entspricht. Dies erlaubt die Vermeidung oder zumindest die Begrenzung der Nachbehandlung der Flüssigkeit an der Oberfläche, insbesondere das Verdünnen. Die Betriebskosten können so vermindert werden.
  • Versuch 4: Kontrolle des Filtrats
  • Die Kontrolle des Filtrats ist eine wichtige Eigenschaft für eine Bohrflüssigkeit, außerdem ist es unerläßlich festzustellen, ob die Erfindung nicht mit Charakteristiken inkompatibel ist, die für die Reduktion des Filtrats ausreichen.
  • Test 1: Vergleich mit Formulierungen, die klassische Filtrat-Reduktionsmittel (CMC LV und HEC) enthalten, ohne jeden Feststoff
  • Die Grundflüssigkeit enthält Xanthan (4 g/l), H3 (4 g/l), KCl (5%) und ein Filtrat-Reduktionsmittel: CMC LV, HEC oder HM HEC.
  • Die Viskosität VP ist angegeben in mPas und der Schwellenwert der Scherung YV (Grenzwert) in einer üblichen Anlage ist in lb/1100 ft² angegeben. Um Pa zu erhalten, multipliziert man mit 0,4788.
  • Dieser Test zeigt den Vorteil, den die Anwesenheit von HM HEC bietet, wenn man ein geringes Filtrat wünscht.
  • Test 2: Einfluß der Konzentration an HM HEC:
  • Die Grundflüssigkeit enthält Xanthan (2 g/l), H3 (4 g/l), HM HEC (2 oder 4 g/l), H1 PAM (2 g/l) und Chaillac-Baryt mit einer Dichte d = 1,2.
  • In den beiden Tests liegt die Dicke des Filterkuchens unter 1 mm.
  • Test 3: Einfluß der Anwesenheit von H1PAM
  • Die Flüssigkeit enthält Xanthan (2 g/l), H3 (4 g/l), HM HEC (2 g/l), HM PAM (0 und 2 g/l) und Chaillac-Baryt zur Erzielung einer Dichte d = 1,2.
  • In den beiden Tests liegt die Dicke des Filterkuchens unter 1 mm.
  • Man stellt fest, daß die Kombination von HM HEC mit HM PAM auch die Erzielung einer besseren Kontrolle der Reduktion des Filtrats erlaubt.

Claims (20)

1. Verfahren zum Kontrollieren des Dispergierens und/oder des Zerfallens von Feststoffen, die in einer Flüssigkeit (Fluid) auf Wasserbasis suspendiert sind, dadurch gekennzeichnet, daß man der genannten Flüssigkeit (Fluid) eine geeignete Menge eines Polymers mit der Bezeichnung HM PAM, das hergestellt worden ist durch Polymerisation von hydrophilen wiederkehrenden Einheiten mit einer hydrophoben wiederkehrenden Einheit, wobei die genannte hydrophile wiederkehrende Einheit umfaßt mindestens:
- ein Acrylamid der folgenden Formel:
worin R&sub5; für H oder CH&sub3; und Z&sub1; für CONH&sub2; stehen, und
- gegebenenfalls Acrylsäure-, Acrylat- oder Sulfonat-Comonomere der folgenden Formel:
worin R'&sub5; für H oder CH&sub3; und Z&sub2; für COOH oder COO&supmin;, M&spplus; oder CONHR&sub1;SO&sub3;&supmin;, M&spplus; stehen, wobei R, H oder einen Alkyl-, Aryl- oder Alkylaryl-Rest mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen bedeutet, und
die genannte hydrophobe wiederkehrende Einheit des Polymers HM PAM mindestens eine der folgenden Formen hat: N-Alkylacrylamid, Alkylacrylat, N- substituiertes Acrylamid oder ein substituiertes Acrylat, wobei der substituierte Abschnitt ein nicht-ionisches Tensid darstellt, und die genannte hydrophobe wiederkehrende Einheit die folgende allgemeine Formel hat.
worin R&sub5; für H oder CH&sub3; und Z&sub3; für COOR&sub7;, COOR&sub2;, CONR&sub1;R&sub2; oder CONR&sub1;R&sub7; stehen, wobei R&sub7; ein nicht-ionisches Tensid und R&sub2; einen Alkyl-, Aryl- oder Alkylaryl-Rest mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen; R&sub1; H oder einen Alkyl-, Aryl- oder Alkylaryl-Rest mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen bedeuten, in Kombination (Assoziation) mit einer geeigneten Menge eines hydrophob modifizierten Cellulose-Derivats zugibt.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das Polymer HM PAM eine Molekularmasse zwischen 10&sup6; und 10&sup7; Dalton und einen Gehalt an hydrophoben wiederkehrenden Einheiten zwischen 0,5 und 5% aufweist.
3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß das Polymer HM PAM, auch als H1PAM bezeichnet, worin R&sub5; =CH&sub3;; Z&sub3; = COOR&sub7; mit R&sub7; = C&sub9;H&sub1;&sub9;, eine Molekularmasse von etwa 8.10&sup6; Dalton und einen Gehalt an hydrophoben wiederkehrenden Einheiten zwischen 0,5 und 1,5% aufweist.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß das genannte Cellulose-Derivat hydrophob modifizierte Hydroxyethylcellulose(HM HEC) ist.
5. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, daß die modifizierte Hydroxyethylcellulose einen hydrophoben Alkylrest mit 4 bis 25 Kohlenstoffatomen, vorzugsweise mit 8 bis 18 Kohlenstoffatomen, aufweist.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 4 oder 5, dadurch gekennzeichnet, daß die Molekularmasse der modifizierten Hydroxyethylcellulose unter 2000000 Dalton, vorzugsweise zwischen 20000 und 500000 Dalton, liegt.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, daß die Zugabemenge zwischen 1 und 30 g/l HM PAM und zwischen 1 und 30 g/l HM HEC liegt.
8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, daß die Zugabemenge zwischen 1 und 6 g/l HM PAM und zwischen 1 und 5 g/l HM HEC liegt.
9. Bohrflüssigkeit (Bohrfluid) auf Wasserbasis zum Konditionieren eines Bohrloches oder für Interventionen in einem Bohrloch, dadurch gekennzeichnet, daß sie (es) umfaßt eine geeignete Menge mindestens
a) eines Polymers, als HM PAM bezeichnet, das hergestellt worden ist durch Polymerisation von hydrophilen wiederkehrenden Einheiten mit einer hydrophoben wiederkehrenden Einheit, wobei die genannte hydrophile wiederkehrende Einheit umfaßt mindestens:
- ein Acrylamid der folgenden Formel:
worin R&sub5; für H oder CH&sub3; und Z&sub1; für CONH&sub2; stehen, und
- gegebenenfalls Acrylsäure-, Acrylat- oder Sulfonat-Comonomere der folgenden Formel:
worin R'&sub5; für H oder CH&sub3; und Z&sub2; für COOH oder COO&supmin;, M&spplus; oder CONHR&sub1;SO&sub3;&supmin;, M&spplus; stehen, wobei R&sub1; H oder einen Alkyl-, Aryl- oder Alkylaryl-Rest mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen bedeutet, und
die genannte hydrophobe wiederkehrende Einheit des Polymers HM PAM mindestens eine der folgenden Formen hat: N-Alkylacrylamid, Alkylacrylat, N- substituiertes Acrylamid oder ein substituiertes Acrylat, wobei der substituierte Abschnitt ein nicht-ionisches Tensid darstellt, und die genannte hydrophobe wiederkehrende Einheit die folgende allgemeine Formel hat:
worin R&sub5; für H oder CH&sub3; und Z&sub3; für COOR&sub7;, COOR&sub2;, CONR&sub1;R&sub2; oder CONR&sub1;R&sub7; stehen, wobei R&sub7; ein nicht-ionisches Tensid und R&sub2; einen Alkyl-, Aryl- oder Alkylaryl-Rest mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen; R&sub1; H oder einen Alkyl-, Aryl- oder Alkylaryl-Rest mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen bedeuten,
b) und eines hydrophob modifizierten Cellulose-Derivats.
10. Flüssigkeit (Fluid) nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß das Polymer HM PAM eine Molekularmasse zwischen 10&sup6; und 10&sup7; Dalton und einen Gehalt an hydrophoben wiederkehrenden Einheiten zwischen 0,5 und 5% aufweist.
11. Flüssigkeit (Fluid) nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, daß das Polymer HM PAM, auch als H1PAM bezeichnet, worin R&sub5; =CH&sub3;; Z&sub3; = COOR&sub7; mit R&sub7; = C&sub9;H&sub1;&sub9;, eine Molekularmasse von etwa 8.10&sup6; Dalton und einen Gehalt an hydrophoben wiederkehrenden Einheiten zwischen 0,5 und 1,5% aufweist.
12. Flüssigkeit (Fluid) nach einem der Ansprüche 9 bis 11, dadurch gekennzeichnet, daß das genannte Cellulose-Derivat hydrophob modifizierte Hydroxyethylcellulose (HM HEC) ist.
13. Flüssigkeit (Fluid) nach einem der Ansprüche 9 bis 12, dadurch gekennzeichnet, daß ihre Viskosität hauptsächlich durch die Zugabe mindestens eines Polymers, ausgewählt aus der Gruppe, die besteht aus Xanthan, Scleroglucan, Wellan, Hydroxyethylcellulose (HEC), CMC, Guargummi und Polyacrylamiden, kontrolliert bzw. gesteuert wird.
14. Flüssigkeit (Fluid) nach einem der Ansprüche 9 bis 13, dadurch gekennzeichnet, daß sie (es) mindestens einen Elektrolyten in Konzentrationen, welche die Sättigungs-Konzentration erreichen können, enthält.
15. Flüssigkeit (Fluid) nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, daß der genannte Elektrolyt ausgewählt wird aus der Gruppe, die besteht aus dem Chlorid, dem Bromid, dem Carbonat, dem Acetat, dem Formiat von Natrium, Kalium, Calcium, Magnesium oder Zink.
16. Flüssigkeit (Fluid) nach einem der Ansprüche 9 bis 15, dadurch gekennzeichnet, daß sie 0,5 und 30 g/l HM HEC und HM PAM sowie 0,5 bis 20 g/l viskosmachendes Polymer enthält.
17. Flüssigkeit (Fluid) nach einem der Ansprüche 9 bis 16, dadurch gekennzeichnet, daß sie (es) 0,5 bis 10 g/l HM HEC und HM PAM, 1 bei 5 g/l viskosmachendes Polymer, vorzugsweise Xanthan, 5 bis 100 g/l KCl oder NaCl und 0 bis 30 g/l reaktiven Ton enthält.
18. Verwendung der Flüssigkeit (des Fluids) nach einem der Ansprüche 9 bis 17 als Bohrflüssigkeit (Bohrfluid).
19. Verwendung nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, daß die Bohrung einen geringen Durchmesser hat und/oder stark gekrümmt ist.
20. Additiv für die Kontrolle des Dispergierens und/oder Zerfallens von Feststoffen, die in einer Flüssigkeit (Fluid) auf Wasserbasis suspendiert sind, dadurch gekennzeichnet, daß es in geeigneter Menge enthält mindestens
a) ein Polymer, als HM PAM bezeichnet, das hergestellt worden ist durch Polymerisation von hydrophilen wiederkehrenden Einheiten mit einer hydrophoben wiederkehrenden Einheit, wobei die genannte hydrophile wiederkehrende Einheit umfaßt mindestens:
- ein Acrylamid der folgenden Formel:
worin R&sub5; für H oder CH&sub3; und Z&sub1; für CONH&sub2; stehen, und
- gegebenenfalls Acrylsäure-, Acrylat- oder Sulfonat-Comonomere der folgenden Formel:
worin R'&sub5; für H oder CH&sub3; und Z&sub2; für COOH oder COO&supmin;, M&spplus; oder CONHR&sub1;SO&sub3;&supmin;, M&spplus; stehen, wobei R&sub1; H oder einen Alkyl-, Aryl- oder Alkylaryl-Rest mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen bedeutet, und
die genannte hydrophobe wiederkehrende Einheit des Polymers HM PAM mindestens eine der folgenden Formen hat: N-Alkylacrylamid, Alkylacrylat, N- substituiertes Acrylamid oder ein substituiertes Acrylat, wobei der substituierte Abschnitt ein nicht-ionisches Tensid darstellt, und die genannte hydrophobe wiederkehrende Einheit die folgende allgemeine Formel hat:
worin R&sub5; für H oder CH&sub3; und Z&sub3; für COOR&sub7;, COOR&sub2;, CONR&sub1;R&sub2; oder CONR&sub1;R&sub7; stehen, wobei R&sub7; ein nicht-ionisches Tensid und R&sub2; einen Alkyl-, Aryl- oder Alkylaryl-Rest mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen; R&sub1; H oder einen Alkyl-, Aryl- oder Alkylaryl-Rest mit 1 bis 30 Kohlenstoffatomen bedeuten,
b) und ein hydrophob modifiziertes Cellulose-Derivat.
DE69513561T 1994-05-04 1995-05-03 Verfahren und wässerige Flussigkeit zur Kontrolle von Feststoffdispersionen und Verwendung für Bohrung Expired - Lifetime DE69513561T2 (de)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9405489A FR2719601B1 (fr) 1994-05-04 1994-05-04 Procédé et fluide à base d'eau pour contrôler la dispersion de solides. Application au forage.

Publications (2)

Publication Number Publication Date
DE69513561D1 DE69513561D1 (de) 2000-01-05
DE69513561T2 true DE69513561T2 (de) 2000-03-23

Family

ID=9462883

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE69513561T Expired - Lifetime DE69513561T2 (de) 1994-05-04 1995-05-03 Verfahren und wässerige Flussigkeit zur Kontrolle von Feststoffdispersionen und Verwendung für Bohrung

Country Status (7)

Country Link
US (1) US5637556A (de)
EP (1) EP0681017B1 (de)
CA (1) CA2148562C (de)
DE (1) DE69513561T2 (de)
DK (1) DK0681017T3 (de)
FR (1) FR2719601B1 (de)
NO (1) NO314411B1 (de)

Families Citing this family (44)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2716928B1 (fr) * 1994-03-03 1996-05-03 Inst Francais Du Petrole Procédé et fluide à base d'eau utilisant des dérivés cellulosiques modifiées hydrophobiquement comme réducteur de filtrat.
AU5587598A (en) * 1996-11-15 1998-06-03 Tetra Technologies, Inc. Clear brine drill-in fluid
US6242389B1 (en) 1997-04-14 2001-06-05 Bp Chemicals Limited Ethers
US6395051B1 (en) 1997-07-18 2002-05-28 Soil Enhancement Technologies Llc Small particle polyacrylamide for soil conditioning
US6889471B2 (en) * 1997-07-18 2005-05-10 Charles A. Arnold Polyacrylamide suspensions for soil conditioning
US6433056B1 (en) * 1997-10-17 2002-08-13 Hercules Incorporated Fluidized polymer suspension of hydrophobically modified poly(acetal- or ketal-polyether) polyurethane and polyacrylate
GB2340521B (en) 1998-08-15 2000-09-13 Sofitech Nv Shale-stabilizing additives
FR2804953B1 (fr) * 2000-02-10 2002-07-26 Inst Francais Du Petrole Laitiers de ciment comportant des polymeres hydrophobes
FR2815029B1 (fr) 2000-10-09 2003-08-01 Inst Francais Du Petrole Laitiers de ciment alleges
US8273693B2 (en) 2001-12-12 2012-09-25 Clearwater International Llc Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery
US7183239B2 (en) * 2001-12-12 2007-02-27 Clearwater International, Llc Gel plugs and pigs for pipeline use
US7741251B2 (en) * 2002-09-06 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales
US8962535B2 (en) 2003-05-16 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments
US8091638B2 (en) * 2003-05-16 2012-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US20040229756A1 (en) * 2003-05-16 2004-11-18 Eoff Larry S. Method for stimulating hydrocarbon production and reducing the production of water from a subterranean formation
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
US8278250B2 (en) * 2003-05-16 2012-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations
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
US7117942B2 (en) * 2004-06-29 2006-10-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations
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
US7114568B2 (en) * 2004-04-15 2006-10-03 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrophobically modified polymers for a well completion spacer fluid
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
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
US8076391B2 (en) * 2004-10-21 2011-12-13 Aicardo Roa-Espinosa Copolymer composition for particle aggregation
US20080110624A1 (en) * 2005-07-15 2008-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling water and particulate production in subterranean wells
US7441598B2 (en) * 2005-11-22 2008-10-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of stabilizing unconsolidated subterranean formations
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
US7678743B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 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
US8099997B2 (en) 2007-06-22 2012-01-24 Weatherford/Lamb, Inc. Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines
US8065905B2 (en) 2007-06-22 2011-11-29 Clearwater International, Llc Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression
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
RU2564706C1 (ru) * 2014-03-18 2015-10-10 Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин
RU2625128C1 (ru) * 2016-02-15 2017-07-11 Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах из переработанной бумажной продукции и полиакриламида на основе пресной воды
US11279869B2 (en) 2019-12-23 2022-03-22 Halliburton Energy Services, Inc. Fluids for applications in downhole tools

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3434970A (en) * 1965-06-11 1969-03-25 American Cyanamid Co Selective flocculant in drilling muds
US4228277A (en) 1979-02-12 1980-10-14 Hercules Incorporated Modified nonionic cellulose ethers
SU979483A1 (ru) * 1980-02-19 1982-12-07 за вители Способ обработки глинистого бурового раствора
US4529523A (en) * 1982-06-08 1985-07-16 Hercules Incorporated Hydrophobically modified polymers
DE3372973D1 (en) * 1982-12-29 1987-09-17 Exxon Research Engineering Co A micellar process for the formation of acrylamide-alkyl acrylamide copolymers
GB8412423D0 (en) * 1984-05-16 1984-06-20 Allied Colloids Ltd Polymeric compositions
US4664818A (en) 1985-07-26 1987-05-12 Newpark Drilling Fluid Inc. Drilling mud additive
US4694046A (en) * 1985-11-25 1987-09-15 Exxon Research And Engineering Company Hydrophobically associating terpolymers of acrylamide, salts of acrylic acid and alkyl acrylamide
GB2213850B (en) * 1987-12-22 1992-01-15 Exxon Research Engineering Co Enhanced oil recovery process
US5260269A (en) 1989-10-12 1993-11-09 Shell Oil Company Method of drilling with shale stabilizing mud system comprising polycyclicpolyetherpolyol
EP0465992B1 (de) * 1990-07-02 1998-06-17 Aqualon Company Niedrigviskose-Polysaccharidzusammensetzung mit hohem Festkörpergehalt
US5208216A (en) * 1991-06-13 1993-05-04 Nalco Chemical Company Acrylamide terpolymer shale stabilizing additive for low viscosity oil and gas drilling operations
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.
US20030113910A1 (en) 2001-12-18 2003-06-19 Mike Levanduski Pluripotent stem cells derived without the use of embryos or fetal tissue

Also Published As

Publication number Publication date
DE69513561D1 (de) 2000-01-05
CA2148562C (fr) 2005-08-23
CA2148562A1 (fr) 1995-11-05
US5637556A (en) 1997-06-10
EP0681017A1 (de) 1995-11-08
FR2719601A1 (fr) 1995-11-10
NO314411B1 (no) 2003-03-17
FR2719601B1 (fr) 1996-06-28
DK0681017T3 (da) 2000-04-10
NO951723D0 (no) 1995-05-03
EP0681017B1 (de) 1999-12-01
NO951723L (no) 1995-11-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE69513561T2 (de) Verfahren und wässerige Flussigkeit zur Kontrolle von Feststoffdispersionen und Verwendung für Bohrung
DE69506163T2 (de) Verfahren und Flüssigkeiten die in ein Bohrloch verwendet sind - Verwendung für Bohrung
DE69418682T2 (de) Polysaccharide enthaltende Flüssigkeiten mit verbesserter Hitzebeständigkeit
DE2444108C2 (de) Wasserbasische tonspuelung fuer tiefbohrungen und verwendung eines mischpolymerisats fuer solche spuelungen
DE3140637C2 (de)
DE69614287T2 (de) Zusammensetzungen enthaltend ein Acrylamid enthaltendes Polymer und Verwendung
EP0260538B1 (de) Verwendung von quellfähigen, synthetischen Schichtsilikaten in wässrigen Bohrspül- und Bohrlochbehandlungsmitteln
DE68905846T2 (de) Gesaettigte laugen zur behandlung von bohrloechern und additive dafuer.
DE69822089T2 (de) Glykollösung-Bohrsystem
DE60025004T2 (de) Latex-additiv für bohrspülungen auf wasserbasis
DE69925025T2 (de) Dispergierbare wasserlösliche polymerisate
DE68925039T2 (de) Polymere zur verwendung beim bohren.
DE69617623T2 (de) Bohrlaugen mit verbesserten rheologischen Eigenschaften
DE69628066T2 (de) Auf Wasser basierende Bohrflüssigkeit zur Verminderung der Wasserabsorption und Hydratisierung von tonartigen Gesteinen
DE69019476T2 (de) Distanzflüssigkeiten.
DE3135892C2 (de) Als Verdickungsmittel verwendbare nichtwäßrige Aufschlämmungen
DE60038168T2 (de) Quaternäre stickstoff-enthaltende amphoterische wasserlösliche polymere und anwendungen für bohrflüssigkeiten
DE69607875T2 (de) Bohrflüssigkeiten mit hoher Dichte und geringem Feststoffgehalt
DE2830528A1 (de) Additiv fuer tiefbohrzementschlaemme
DE3026186A1 (de) Fluessige gelkonzentrate und ihre verwendung
DE69617132T2 (de) Verfahren zur Reduzierung des Flüssigkeitverlust in Bohr- und Behandlungsflüssigkeiten
DE2622409A1 (de) Bohrfluidzubereitung
DE3926970A1 (de) Bohrspuelung und verfahren zum bohren eines bohrloches
DE19930031A1 (de) Terpolymere auf Basis von Sulfobetainen, Verfahren zu ihrer Herstellung und deren Verwendung als Verdickungsmittel für wäßrige Salzlösungen
EP0362121A2 (de) Bohrspüladditive auf Basis eines Polymergemisches, deren Verwendung sowie Verfahren zur Herstellung derselben

Legal Events

Date Code Title Description
8364 No opposition during term of opposition
8328 Change in the person/name/address of the agent

Representative=s name: VONNEMANN, KLOIBER & KOLLEGEN, 80796 MUENCHEN

8327 Change in the person/name/address of the patent owner

Owner name: IFP ENERGIES NOUVELLES, RUEIL-MALMAISON, FR

Owner name: SOFITECH N.V., ANTWERPEN, BE