NL8400097A - Toevoegsels voor het tegengaan van vloeistofverlies voor een in een put toegepaste vloeistof op oliebasis. - Google Patents

Toevoegsels voor het tegengaan van vloeistofverlies voor een in een put toegepaste vloeistof op oliebasis. Download PDF

Info

Publication number
NL8400097A
NL8400097A NL8400097A NL8400097A NL8400097A NL 8400097 A NL8400097 A NL 8400097A NL 8400097 A NL8400097 A NL 8400097A NL 8400097 A NL8400097 A NL 8400097A NL 8400097 A NL8400097 A NL 8400097A
Authority
NL
Netherlands
Prior art keywords
polymer
brown coal
oil
amine
additive
Prior art date
Application number
NL8400097A
Other languages
English (en)
Original Assignee
Sandoz Ag
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
Priority claimed from GB838300974A external-priority patent/GB8300974D0/en
Priority claimed from GB838317366A external-priority patent/GB8317366D0/en
Application filed by Sandoz Ag filed Critical Sandoz Ag
Publication of NL8400097A publication Critical patent/NL8400097A/nl

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
    • C09K8/32Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/91Earth boring fluid devoid of discrete aqueous phase
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/925Completion or workover fluid
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/926Packer fluid

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
  • Phenolic Resins Or Amino Resins (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)

Description

.... __________________ - 1 - • t f Λ
Toevoegsels voor het tegengaan van vloeistofverlies voor een in een put toegepaste vloeistof op oliebasis.
De uitvinding heeft betrekking op verbeterde 5 toevoegsels die het vloeistofverlies verminderen voor toe passing hij vloeistoffen die in een put worden toegepast op oliebasis.
Zoals beschrevenin de gepubliceerde Europese octrooiaanvrage no. 0049484 hebben boorspoelingen op olie-10 basis, vloeistoffen voor het in stand houden van de put en afdichtvloeistoffen (gezamenlijk aangeduid als "vloeistoffen voor toepassing in putten" of "spoelingen") een aantal voordelen boven waterige spoelingen bij het boren van olie.
Futbewerkingsvloeistoffen op oliebasis kunnen 15 worden ingedeeld als echte oliespoelingen en omgekeerde emulsiespoelingen. De eerstgenoemde . bevatten slechts een geringe hoeveelheid water, terwijl de laatste tot 40 gew.% water als gedispergeerde fase van een omgekeerde (water-in-olie) emulsie kunnen bevatten. Aan dergelijke spoelingen 20 worden toevoegsels die het vloeistofverlies tegengaan toege voegd teneinde het verlies aan vloeistof bij gebruik in een put door filtratie van de vloeistof door poreuze strata tot een minimum terug te brengen.
Veel van dergelijke toevoegsels zij n op 25 basis van bruinkool, hetzij onbehandeld, behandeld met alkaliën, ter afscheiding van de in alkaliën oplosbare fraktie (humuszuur), hetzij behandeld met aminen of andere stikstofhoudende organische verbindingen. Bepaalde polymeren kunnen eveneens als toevoegsels ter vermindering van . 30 vloeistofverlies worden toegepast.
Bruinkool kan als "oplosbaar gemaakt" worden beschouwd indien ze op een dusdanige wijze is behandeld dat ze een echte oplossing of een stabiele, colloidale dispersie in een waterig oplosmiddelsysteem of een oplos-35 8400097 * > - 2 - ot · · middelsysteem op oliébasis vormt. Zo wordt met alkaliën behandelde bruinkool door de vorming van natriumhumaat oplosbaar in waterige oplosmiddelsystemen, terwijl met amine behandelde hruinkoolprodukten oplosbaar worden in systemen 5 op oliebasis, in het bijzonder indien de aminen oleofiele koolwaterstofgroepen met een lange keten bevatten.
Men heeft nu gevonden dat een mengsel van een oplosbaar gemaat bruinkoolderivaat en een in olie oplosbaar of in olie opzwelbaar polymeer verrassenderwijze 10 hetere resultaten als een toevoegsel voor het tegengaan van vloeistofverlies geven dan elk bestanddeel indien dit afzonderlijke wordt toegepast.
De onderhavige uitvinding verschaft dus een toevoegsel voor het tegengaan van vloeistofverlies voor een 15 putbewerkingsvloeistof op oliebasis dat een oplosbaar gemaakt bruinkoolderivaat en een in olie oplosbaar of in olie op-. zweLbaar polymeer bevat.
De bruinkool kan uit vele bronnen worden verkregen; aanbevolen hruinkoolprodukten bezitten een hoog 20 gehalte aan humuszuur enzijn goed oplosbaar in een natrium- hydroxydeoplossing. Het oplosbaar gemaakte bruinkoolderivaat kan behandeld zijn met alkaliën, bijvoorbeeld met een natriumhydroxydeoplossing, bij voorkeur in aanwezigheid van een bevochtigingsmiddel en desgewenst zijn gedroogd, 25 of de in alkaliën onoplosbare fraktie kan worden verwij derd en het humaatzout worden afgescheiden. De deeltjesgrootte van het bruinkool is bij voorkeur lager dan 500 micron.
Het is ook mogelijk dat het oplosbaar gemaakte 30 bruinkoolderivaat het produkt is van de reaktie van niet- behandeld bruinkool, met alkaliën behandelde bruinkool, humuszuur of een zout van humuszuur met een oleofiel amine, aminezout, kwaternair ammoniumzout, amide, amide-amine of een stikstofhevattende heterocyclische verbin-35 ding, in het bijzonder een met tenminste een alkylgroep met 8400097 « % - 3 - een lange keten (Cj 2—22^ °f alken^dgroep in haar molekuul.
Onder geschikte derivaten vallen met amine behandelde broinkoolprodukten die bereid zijn op de wijze als beschreven in de Amerik&anse octrooischriften 3.168.475 of 5 3.281.458, of een bruin koolprodukt dat behandeld is met een hoog acyl partieel amide met lange keten van een polyalkyleenpolyamine, zoals beschreven in de Amerikaanse octrooischriften 3.494.865, 3.617.427 of 3.775.447.
Andere oplosbaar gemaakte bruinkoolderivaten 10 zijn beschreven in de Europese octrooiaanvrage 0049484 en in de Britse octrooiaanvrage 2.117.43IA. Aanbevolen wordende derivaten verkregen door behandeling van bruinkool met amide-aminen . en amiden verkregen door partiele of volledige reaktie van een lineair di- of polyamine met 15 formule 1, waarin R een waterstofatoom, een hydroxyalkyl- groep met 2-6 koolstofatomen, een alkylgroep met 1-22 koolstofatomen of een alkenylgroep met 2-22 koolstofatomen, bij voorkeur met een rechte keten met 12-22 koolstofatomen, voorstelt, n * 2 of 3 en x ** 0 of 1-5, waarbij ten hoogste 20 (x + 2) mol van een lineair vetzuur, zoals stearinezuur, oliezuur, linoleinezuur of palmetinezuur of mengsels hiervan en andere zuren, bijvoorbeeld ruwe oliezuur afgeleid van talk of van ruwe of gedestilleerde tall-olie. De amine-groepen in formule 1 die niet in een amide-groep zijn omge-25 zet worden bij voorkeur door reaktie met hetzelfde of een ander zuur omgezet in.de zoutvorm. Ringvormige produkten, zoals imidazolen en de zouten daarvan, vallen eveneens onder deze aanbevolen groep aminederivaten.
Een additiecomplex van bruinkool met het amine 30 (of aminederivaat) wordt gevormd, indien bruinkool in een polair of olieachtig milieu, of rechtstreeks, in contact gebracht wordt met een amine. Het additiecomplex zal streven naar een overwegend ionogene binding tussen de bruinkool-en aminebestandde1en, doch er kan eveneens een covalente 35 binding aanwezig zijn, waarbij de mate ervan af zal hangen 8400097 9 \ - 4 - van faktoren zoals de reaktietemperatuur en de aard van het. milieu waarin de bestanddelen werden gemengd. Covalente bindingen kunnen eveneens tijdens het verwerken in hete polymeersmelten worden gevormd. Terwille van de eenvoud 5 echter zal de uitdrukking "amine-bruinkoolcomplex" hierin worden toegepast voor het aanduiden van additiecomplexen of covalent gebonden verbindingen van bruinkool met aminen of met elk van de hiervoor vermelde aminederivaten.
De verhouding van amine tot bruinkool in 10 de produkten volgens de uitvinding kan tussen ruime grenzen variëren. Voorbeelden van deze verhoudingen liggen tussen 1:2 en 2:1 bruinkool:amine (gew.), en is bij voorkeur ongeveer 1:1.
Volgens een eerste aspekt van de uitvinding 15 wordt een oplosbaar gemaakt bruinkoolderivaat, dat bij voorkeur een in olie oplosbaar gemaakt amine-bruirikool-complex is, gedispergeerd in een matrix van een in olie oplosbaar polymeer.
Het polymeer waarin het amine-bruinkool-20 complex wordt gedispergeerd kan zowel thermoplastisch als thermohardend zijn, mits het in koolwaterstofoplosmiddelen, in het bijzonder dieselbrandstof en ruwe olie, oplosbaar is. Onder geschikte polymeertypen vallen fenol-formaldehyde-harsen, polyamiden, polyesters, polyesterharsen, ureum-25 formaldehydeharsen, melamine-formaldehydeharsen, vinyl- polymeren, in het bijzonder polyacrylische esters, natuurlijke polymeren, bijvoorbeeld bitumen en gemodificeerde natuurlijke materialen, bijvoorbeeld geoxydeerde asfalt en geoxydeerde wassen. Aanbevolen polymeren zijn thermo-30 plastische fenol-formaldehydeharsen van het "Novolak"- type, bijvoorbeeld uit nonylfenol-formaldehyde dat onder zure omstandigheden is gepolymeriseerd. Eveneens kunnen mengsels van.verschillende polymeertypen worden gebruikt.
Het polymeer zal bij voorkeur bros zijn 35 en in vaste toestand gemakkelijk kunnen worden fijngemaakt, 8400097 # * - 5 - tenminste indien het het amine-bruinkoolcomplex bevat, en moet bij een temperatuur lager dan 200° C kunnen worden verwerkt en bij de verwerkingstemperatuur lage viskositeit bezitten. Het polymeer zal geen ongunstige effekten geven 5 indien het in spoelingen op oliebasis of omgekeerde emulsie- spoelingen wordt ' opgenomen en zal bij voorkeur in werkelijkheid gewenste eigenschappen geven, bijvoorbeeld door verbetering van de emulsiestabiliteit, waardoor de gewenste theologie wordt verkregen of intrinsieke eigenschappen voor 10 het tegengaan van vloeistofverlies bezitten.
Een polymeer dat aminegroepen of derivaten daarvan, zoals een aminezout of kwatemaire ammoniumgroepen, bevat kan in staat zijn tegelijkertijd als het amine van het amine-bruiflfcoolcomplex en als het polymeermatrix te 15 fungeren en het behoeft niet noodzakelijk te zijn een amine-bruinkoolcomplex met een ander, niet-polymeer, amine te vormen. Het produkt dat door dispergering van bruinkool of humuszuur in een dergelijk polymeer wordt verkregen valt dus eveneens binnen het kader van de onderhavige uitvinding.
20 Voorbeelden van geschikte polymeren zijn copolymeren van acrylische esters met geringere hoeveelheden monomeren met formule 2, waarin een waterstofatoom of een methyl-groep, Rg een waterstofatoom of een alkylgroep met 1-6 koolstofatomen en R^ een alkylgroep met 1-6 koolstofatomen 25 voorstellen, of waarin Rg en R^ , tezamen met het stikstof atoom waaraan ze zijn gehecht, een heterocyclische 5- of 6-ring vormen die een zuurstofatoom of nog een stikstofatoom kan bevatten, en A een alkyleengroep met 2-6 koolstofatomen en een rechte of vertakte keten weergeeft.
30 Een aanbevolen polymeer van dit type is een copolymeer van isobutylmethacrylaat met dimethylamino-methylmethacrylaat.
Onder andere amine-groep bevattende polymeren vallen fenol-amine-formaldehydeharsen, bijvoorbeeld novolak-35 harsen verknoopt met melamine of hexamine.
8400097
* 'S
- 6 -
De gewichtsverhouding van polymeer tot amine-b ruiriko o 1 complex kan tussen ruime grenzen variëren en wordt geregeld door de eigenschappen van zowel polymeer als complex, doch ligt bijvoorbeeld tussen 1:9 en 9:1, bij voorkeur 5 tussen 1:4 en 3:7. Dezelfde verhoudingen verdienen aanbeve ling voor de verhouding polymeer:bruinkool indien het polymeer aminegroepen bevat en geen extra amine wordt gebruikt .
De toevoegsels voor het tegengaan van vloei-10 stofverlies volgens dit aspekt van de uitvinding kunnen volgens een van de volgende drie methoden worden bereid: a) Het amine-bruirikoolcomplex wordt gevormd in afwezigheid van het polymeer, bij voorkeur in een vloeibaar milieu, en het complex wordt aan het gesmolten poly- 15 meer of voorpolymeer toegevoegd.
b) Het amine-bruinkoobomplex wordt in situ gevormd door toevoeging vanbruin kool en een geschikt amine rechtstreeks aan het gesmolten, thermoplastische polymeer.
20 c) Het amine-bruinkoolcomplex wordt gesus pendeerd in een monomeer of voorpolymeer gevormd en de massa wordt vervolgens gepolymeriseerd of verknoopt ter vorming van het polymeer.
In elk geval wrodt het bruin,kool of amine-25 bruinkoolcomplex door roeren of volgens een andere methode goed in het polymeer gedispergeerd en het verkregen mengsel wordt afgekoeld totdat het hard is, en vervolgens fijngemaakt of gemalen tot een fijn poeder.
Volgens werkwijze a) kunnen het amine en 30 de bruin kool tezamen in bijvoorbeeld een kleikneder worden gemengd, in afwezigheid van enige extra vloeistof, en daarna aan de gesmolten polymeer worden toegevoegd. Bij voorkeur wordt echter een vloeibaar milieu toegepast, dat bij voorkeur een polair oplosmiddel is waarin het amine oplosbaar 35 is. De bruinkool wordt in het oplosmidde^gesuspendeerd, het 8400097 -7-.
♦ « amine wordt toegevoegd en het mengsel wordt geroerd. Desgewenst kan warmte of malen worden toegepast teneinde de reaktie te bevorderen. In polaire oplosmiddelen kan het amine-bruinkoolcomplex zich uit de suspensie af zetten, 5 de overmaat vloeistof kan door decanteren of filtreren worden verwijderd en het complex in de vorm van een dikke suspensie, filterrest of geperste koek worden verkregen.
Het is belangrijk dat het complex niet wordt gedroogd, doch. in vochtige toestand bij een dusdanige temperatuur, 10 dat de ovefïnaat vloeistof afdampt, of tenminste onder ver- . worden minderde druk kan verwijderd, aan het vloeibare polymeer wordt toegevoegd.
Het.voor de vorming van het complex toegepaste oplosmiddel is bij voorkeur een oplosmiddel dat de 15 reaktie van de bruinkool en amine bevordèrt ,welk oplosmiddel een slecht oplosmiddel voor het amine-bruinkoolcomplex is, doch bij de verwerkingstemperatuur van het polymeer vluchtig is en niet ongunstig met het amine, bruinkool, het amine-bruinkoolcomplex of met het toegepaste polymeer 20 reageert. Aanbevolen oplosmiddelen zijn lage alkoholen en water, in het bijzonder methanol en water, vooral methanol.
De vloeibare polymeer kan een gesmolten thermoplastische hars of een voorpolymeer van een thermo-25 hardende hars voor de uiteindelijke hardingsstap zijn. Het complex kan onder roeren in het vloeibare polymeer worden opgenomen en het mengsel door koelen of voltooien van de hardingsstap vast worden. Het afgekoelde produkt wordt daarna fijngemaakt of gemalen tot een poeder en is gereed 30 voor gebruik. Het is ook mogelijk het complex in een ver werkings inrichting, zoals een walsemnolen, een menginrich-ting met twee bladen, kleikneedinrichting of extrudeer-inrichting , in een thermoplastisch polymeer op te nemen, waarbij de temperatuur onder het smeltpunt, doch boven 35 het verwekingspunt, van het polymeer ligt.
8400097 - 8 - # -v ' Bij werkwijze b) wordt de ksuinkool in een gesmolten thermoplastisch polymeer opgenomen en een geschikt amine wordt voor, tijdens of na het opnemen van bruinkool toegevoegd. Het bij deze werkwijzevariant toege-5 paste amine moet een hoog kookpunt hebben, zodat het niet door verdampen verloren gaat voordat het met de bruinkool kan reageren.
Bij werkwijze c) worden de bruinkool en het amine aan het vloeibam monomeer toegevoegd en de polymeri- 10 satie wordt op een gebruikelijke wijze uitgevoerd. Het is ook mogelijk debruin' kool en het amine aan het vloeibare verder voorpolymeer toe te voegen en daarna^te harden. Het zal duidelijk zijn dat bij deze variant de aanwezigheid van het amine niet de polymeristie- of hardingswerkwijze moet 15 beïnvloeden.
Maken het amine of het aminebruin.koolcomplex deel uit van het polymeer, dan kan werkwijze a) niet worden toegepast, doch zijn werkwijzen analoog aan b) of c) geschikt. Bruinkool alleen wordt hetzij aan een smelt van 20 het aminopolymeer, of aan het monomeer, mengsels van mono- meren of voorpolymeer die het aminopolymeer zullen vormen^ toegevoegd.
Het produkt kan met vulstoffen worden gemengd, zoals bijvoorbeeld atapulgietklei, vloeihulpmiddelen, 25 dispergeermiddelen of andere toevoegsels ter verkrijging van geschikte, fysische eigenschappen, in het bijzonder om het mogelijk te maken dat het produkt tot een hard, niet-kleverig, poeder kan worden gemalen. Dergelijke toevoegsels kunnen aan de gesmolten massa of na het malen worden 30 toegevoegd.
De produkten volgens dit aspekt van de uitvinding bezitten uitstekende eigenschappen voor het tegengaan van vloeistofverlies indien ze in een concentratie van 1-20 ppb (pounds per barrel) aan puthewerkingsvloeistoffen 35 op oliebasis worden toegevoegd en kunnen ,door een geschikte 8400097 % ' - 9 - keuze van het harstype, problemen vermijden die verbonden zijn aan bepaalde produkten bekend uit de stand der tech-niek, zoals hun ongunstige wisselwerking met bepaalde kwatemaire aminen die bij het bereiden van oleofiele 5 klei viscose«modificerende middelen worden toegepast. Zijn het vaste stoffen, dan nemen de produkten minder opslag— en pakruimte in beslag, hebben lagere transportkosten en kunnen in bepaalde gevallen gemakkelijker worden gehanteerd.
Volgens een ander aspekt van de uitvinding ]0 wordt een oplosbaar gemaakt bruin koolderivaat opgelost of gedispergeerd in een oplossing of dispersie van een in olie oplosbaar of in olie opzwelbaar polymeer in een oplosmiddel systeem.
Het oplosbaar gemaakte bruinkoolderivaat kan 15 in water oplosbaar worden gemaakt (bijvoorbeeld door bruin kool te behandelen met loog) of kan in olie oplosbaar worden gemaakt, bijvoorbeeld een amine-bruinkoolcomplex of een dispersie van een dergelijk complex in een vaste matrix van een in olie oplosbaar polymeer volgens het 20 eerste aspekt van de uitvinding.
Het polymeer kan elk in olie oplosbaar of in olie opzwelbaar polymeer zijn, dat inwendig verknoopt kan zijn teneinde de mate van zwelling in olie te verminderen. De polymeren zijn bij voorkeur copolymeren van 25 twee of een aantal monomeren, bijvoorbeeld styreen-buta- dieen, ABS of gemengde acrylaatpolymeren, of PVC dat door entcopolymerisatie met nitrilpolymeren weekgemaakt is.
De polymeren bezitten bij voorkeur een molekuulgewicht, voor een eventuele verknopende stap, van 500.000 tot de 30 limiet die volgens de polymerisatiewerkwijze die toege past wordt voor hun bereiding bereikbaar is.
De polymeren worden bij voorkeur als waterige suspensies door een emulsiepolymerisatiewerkwijze bereid.
Ze kunnen desgewenst door toevoeging van hydrofiele groepen, 35 bijvoorbeeld door carboxylering, of door toevoeging van • 1 8400097 -10- reaktieve plaatsen, bijvoorbeeld door het gebruik van comonomeren, zoals N-methylolacrylamide, verder worden gemodificeerd. Het oplosmiddel kan water, een koolwaterstof-oplosmiddel of een mengsel hiervan zijn. Bij voorkeur is 5 het oplosmiddel water of een mengsel dat tenminste 10 % water en ten hoogste 90 gew.% koolwaterstofoplosmiddel bevat. Andere oplosmiddelen, bijvoorbeeld hoge alkoholen, kunnen ter bevordering van het mengen van water en de koolwaterstof-oplosmiddelen worden toegevoegd. Koolwater-10 stofoplosmiddelen zijn bij voorkeur frakties van minerale oliën, bijvoorbeeld dieselolie, of ruwe aromatische oplosmiddelen, bijvoorbeeld gemengde methylnaftalenen.
Oplosbaar gemaakte bruinkoolderivaten die in water oplosbaar zijn, bijvoorbeeld, met alkaliën behan-15 delde bruinkool , worden bij voorkeur toegepast in een oplosmiddelsysteem dat voornamelijk water bevat, terwijl met olie bevochtigbare, met amine behandelde bruinkoolderivaten bij voorkeur in oplosmiddelsystemen die voornamelijk uit koolwaterstof bestaan worden toegepast .
20 Aanbevolen, mengsels bevatten 5-50 gew.%, vooral .8-26 gew.%, bruinkoolderivaat en 2-50 gew.%, vooral 5-3,0 gew.%, polymeer, waarbij alle percentages gebaseerd zijn op het totale gewicht van het mengsel en op de droog-gewichten van de aktieve bestanddelen.
25 Het oplosbaar gemaakte bruinkoolderivaat wordt bereid, bij voorkeur in een oplosmiddelsysteem of anders in droge poedervorm, en wordt daarna met het polymeer gemengd, dat bij voorkeur een waterige dispersie is dat een oppervlakteaktief middel bevat, doch eveneens een 3Q oplossing of suspensie in een koolwaterstofoplosmiddel, of in poedervorm, kan zijn. De volgorde van het toevoegen is niet kritisch, doch indien het polymeer zich in de vomj van een waterige dispersie bevindt, heeft het de voorkeur het bruinkoolderivaat aan de polymeerlatex^liever dan 35 de latex aan het bruinkool^toe te voegen. Het mengsel wordt 9400097 -II- daarna samen geroerd, bij voorkeur bij kamertemperatuur, totdat het homogeen is. Desgewenst kunnen verdere toevoegingen geschieden, bijvoorbeeld kunnen viscositeitsmodifi-cerende middelen, bijvoorbeeld met amine behandeld bentoniet, 5 emulgeermiddelen, bijvoorbeeld kationogene amidecondensatie- produkten, geleringsmiddelen en stabiliseermiddelen voor lage temperaturen, bijvoorbeeld ethyleenglycol, worden toe-gevoegd. Het produkt kan aan een spoeling op oliebasis in een concentratie van bij voorkeur 1-10 pounds per barrel 10 (ongeveer 2,8-28 g/1), vooral 2-5 ppb, worden toegevoegd.
Het kan eveneens mogelijk zijn het oplosbaar gemaakte bruinkoolderivaat en het polymeer afzonderlijk aan de spoeling op oliebasis toe te voegen.
In de volgende voorbeelden zijn alle delen 15 gewichtsdelen.
Voorbeeld I
a) Men bracht 800 delen nonylfenol, 98,2 20 delen paraformaldehyde en 10,9 delen oxaalzuur in een reaktor uitgerust voor verhitting, roeren, onder terugvloeien verhitten, destillatie en het aanbrengen van een verminderde druk . De inhoud van de reaktor werd onder terugvloeiing verhit op 100° C en 4 uren op deze tempera-25 tuur gehouden totdat de brekingsindex van de inhoud van het vat een maximum had bereikt. Daarna werd de reaktor geschikt gemaakt voor destillatie en werd de druk in de reaktor gedurende een uur verlaagd tot 100 torr. Tegelijkertijd liet men de temperatuur van de inhoud van het vat op-30 lopen tot 130° C. Gedurende deze tijd werden ongeveer 58 delen water in de ontvanger opgevangen. Daarna werd het vat ontladen, waardoor 851 delen nonylfenol-formaldehyde-hars werden verkregen.
' 35 ' 8400097 -12- «· b) Men mengde 76 delen van een monoamide afgeleid van een tall-olievetzuur en diethyleentriamine, 78 delen bruinkool en 136 delen methanol gedurende 45 minuten onder hoge afschuiving. Daarna liet men het mengsel 5 staan, waarbij de methanol zich van het reaktieprodukt afscheidde. Dit produkt werd vervolgens onder roeren toegevoegd aan 300 delen nonylfenol-formaldehydehars, bereid als beschreven in a) bij 130° C. Tenslotte werd het mengsel nog 45 minuten geroerd, waarna de gesmolten massa 10 werd ontladen, afgekoeld en tot een poeder werd gemalen.
c) Men voegde het produkt van voorbeeld Ib) in een concentratie van 4 ppb toe aan 350 ml dieselbrand-stof in een roestvrijstalen houder en roerde krachtig 15 met een met hoge snelheid draaiende roerinrichting (Hamilton Beach of overeenkomstig type) gedurende 30 minuten. Daarna goot men de suspensie in een standaard API cel voor vloeistofverlies en mat het vloeistofverlies 2 gedurende 30 minuten bij een druk van 7 kg/cm . Er werden 20 goede resultaten verkregen.
Voorbeeld II
25 Men herhaalde voorbeeld I onder toepassing, bij a)^749 delen isooctylfenol inplaats van 800 delen nonyl-fenol, waarbij 800 delen hars werden verkregen. Er werden overeenkomstig goede resultaten verkregen.
30 Voorbeeld III
Men bereidde een copolymeer van 97 gew.% isohutylmethacrylaat en 3 gew.% dimethylaminoethylmetha-crylaat op de wijze als beschreven onder "Copolymer 1" in 35 het Amerikaanse octrooischrift 4.325.862. Het copolymeer 8400097 * -13- (100 delen) werd gesmolten door verhitten op een temperatuur hoger dan 120° C en men mengde goed 20 delen bruinkool in het gesmolten polymeer.
Het mengsel werd afgekoeld, gemalen tot een 5 poeder en toegepast als een toevoegsel voor het tegengaan van vloeistofverlies in een omgekeerde spoeling.
Voorbeeld IV
10 a) Bereiding van een met loog behandelde bruinkool.
Men dispergeerde 12,9 delen bruinkool (die 16 gew.Z vocht bevatten), onder toepassing van een met grote 15 snelheid draaiende menginrichting, in 34 delen water die 0,2 delen van een bevochtigingsmiddel bevatten. Daarna voegde men 6,3 delen van een 30 % oplossing van natrium-hydroxyde in water toe en zette het roeren nog 30 minuten voort. Tenslotte voegde men 1,5 deel van een 50 % oplossing 20 van kaliumhydroxyde in water toe en roerde gedurende 1 minuut, teneinde de uiteindelijke pH op 11-12 in te stellen.
b) Bereiding van een toevoegsel voor hef bestrijden van vloeistofverlies.
25
Men voegde de oplossing bereid zoals beschreven in a) toe aan 40 delen van een 50 % waterige emulsie van een styreen-butadieencopolymeeremulsie met een Brookfield viscositeit van 125, een pH van 7, een polymeer glasover-30 gangstemperatuur (TG) van -55° en die een synthetisch, anionogeen oppervlakteaktief middel als dispergeermiddel (Type 741, Polysar Ltd.) bevat. Na 3 minuten roeren werden 4 delen van een ruw aromatisch oplosmiddel met hoog kookpunt (methylnaftalenen) en 2 delen ethyleenglycol toege-35 voegd en het mengsel werd geroerd totdat het homogeen werd.
t 8400097 -14- . Het produkt gaf, bij opname van 4 ppb in een omgekeerde spoeling die 90 % dieselolie en 10 % water bevatte en waarvan de viscositeit met oleofiele klei was ingesteld ter verkrijging van een geschikte rheologie, 5 resultaten bij de ÏÏTHP (hoge temperatuur, Hoge druk) proef 2 bij 93 C en 35 kg/cm die beter waren dan van het poly-meerhestanddeel alleen of het bruinkoolbestanddeel alleen in dezelfde concentraties.
10 De voorbeelden V-XIII.
Polymeeremulsies van Polysar Ltd. met de eigenschappen weergegeven in tabel A werden inplaats van het copolymeer van voorbeeld IV tezamen met met loog 15 behandelde bruinkool toegepast. Er werden overeenkomstige goede resultaten verkregen.
Tabel A
20 Voor- Code Eigenschappen Eigenschappen van de beeld no. van het poly- emulsie no. meer
Chemisch TG°C Het to- pH Brookfield Type type taal per- viscosi- emul- centage text gator vaste __stoffen_ V 2600x146 acrylisch -40 42 11 30 K oleaat _copolymeer_ VI 2671 een door -11 49,5 3,3 35 SA* H 49 carboxy gemodifi- 30 ceerde acryl- ester (reaktie in _ de warmte) ............
VII 552 PVC extern +3 56 10 100 SA
Hl 51 geplastifi- 35 ceerd met niet- mij^rerende Hycar- 8400097 -15-
(vervolg) Tabel A
VIII 2600 drukgevoelig -39 49,5 2,5 100 SA
Hl57 kleverig acryl- ___polymeer _ 5 IX 156Γ hoog -16 42 10,3 60 FA*
Hl acrylo- nitril ABS_
X 1577 medium +22 43 10 30 FA
acrylo- nitril 10 · ABS________;_'__
XI 2600 acrylische -10 51,5 5 110 SA
X222 latex met laag mole- _kuul gewicht_
XII 2570 een door +15 41 6,5 20 SA
15 X5 carboxy ge modificeerde ' SB latex
XIII 2600 een door -15 51 6,5 70 SA
X104 carboxy ge modificeerd acrylpoly- 20 meer (reak- tief in de _ warmte) ______ * SA · synthetisch anionogeen FA vetzuur 25
Voorbeeld XIV
a) Bereiding van met amine behandelde bruinkool „ 30 Men suspendeerde 14 delen North Dakota bruin kool in 47 delen dieselolie en 9 delen water, onder toepassing van een met grote snelheid werkende roerinrichting.
Daarna voegde men aan dit mengsel 10 delen diethyltriamine, die partieel met 2 mol oliezuur waren geamideerd, toe. Ten-35 slotte bracht men het mengsel in een afgesloten houder en 8400097 -16- schudde 10 minuten bij kamertemperatuur.
b) Bereiding van een toevoegsel voor het tegengaan van vlpeistofverlies.
5
Men voegde aan 80 delen van de oplossing bereid zoals beschreven in a) 20 delen van een waterige emulsie met 50 % vaste stoffen van het copolymeer toegepast in voorbeeld IV toe en schudde het mengsel 10 minuten.
10 Bij opname van 4 ppb in dezelfde spoeling op oliebasis als beschreven in voorbeeld III, ging het prcdukt uitstekend het verlies van vloeistof bij de HTHP-proef tegen, vergeleken met dezelfde concentratie van de afzonderlijke bestanddelen.
15
De voorbeelden XV-XVIII „
Men herhaalde voorbeeld XlVb) onder toepassing 20 van de polymeerdispersies van de voorbeelden V-VHI inplaats van die van voorbeeld IV. Er werden overeenkomstig goede resultaten verkregen.
25 8409097

Claims (25)

1. Een toevoegsel om het vloeistofverlies van een putbewerkingsvloeistof op oliebasis tegen te gaan dat een oplosbaar gemaakt bruinkoolderivaat en een in olie oplosbaar of in olie opzwelbaar polymeer bevat. 5
2, Een toevoegsel volgens conclusie 1 waarbij het oplosbaar gemaakte bruinkoolderivaat een in olie oplosbaar gemaakt derivaat gevormd door reaktie van niet-behandelde bruinkool, met alkaliën behandelde bruinkool, humuszuur of een zout van humuszuur met een oleofiel 10 amine, aminezout, kwateraair ammoniumzout, amide, amide- amine en/of stikstofbevattende heterocyclische verbinding is.
3. Een toevoegsel volgens conclusie 2 waarbij het amine, aminezout, kwaternair ammoniumzout, amide, 15 amide-amine of stikstofbevattende heterocyclische verbin ding tenminste een alkylgroep met 12-22 koolstofatomen en/of alkenylgroep in zijn molekuul bevat.
4. Toevoegsel volgens conclusie 3 waarin het met olie oplosbaar gemaakte bruinkoolderivaat wordt 20 verkregen door bruinkool te behandelen met een amide-amine of amide verkregen door partiele of volledige reaktie van een lineair di- of polyamine met formule 1, waarin R een waterstofatoom, een hydroxyalkylgroep met 2-6 koolstofatomen, een alkylgroep met 1-22 koolstofatomen of een alkenylgroep 25 met 2-22 koolstofatomen, die bij voorkeur een rechte keten met 12—22 koolstofatomen bevat, voorstelt, n * 2 of 3 en x * 0 of 1-5, met ten hoogste (x + 2) mol van een lineair vetzuur, of zouten of ringvormige derivaten daarvan.
5. Toevoegsel volgens een der conclusies 30 2-4 waarin de verhouding van bruinkool tot amine of amine- derivaat tussen 1:2 en 2:1 (gew.) ligt,
6. Toevoegsel volgens een der voorgaande 8400097 >* . -18- conclusies' dat een oplosbaar gemaakt bruinkoolderivaat gedispergeerd in een matrix van een. in olie opzwelbaar polymeer bevat.
7. Toevoegsel volgens conclusie 6 waarin het 5 polymeer een thermoplastische fenol-formaldehyde novolak- hars is.
8. Toevoegsel volgens conclusie 6 waarin het polymeer een copolymeer van een acrylester met een kleinere hoeveelheid van een monomeer met formule 2 is, waarin 10 een waterstofatoom of een methylgroep, R0 een waterstof- O atoom of een alkylgroep met 1-6 koolstofatomen en Rg een alkylgroep met 1-6 koolstofatomen voorstellen, of waarin Rg en Rg tezamen met het stikstofatoom waaraan ze zijn gehecht een heterocyclische 5- of 6-ring, die een zuurstofatoom 15 of nog een stikstofatoom kan bevatten, vormen en A een alkyleengroep met 2-6 koolstofatomen en een rechte of vertakte keten weergeeft.
9. Werkwijze voor het bereiden van een toevoegsel voor het bestrijden van vloeistofverlies volgens 20. conclusies 6 of 7, met het kenmerk, dat men het oplos baar gemaakte bruinkoolderivaat bereidt in afwezigheid van polymeer, het aan het gesmolten polymeer of voorpolymeer toevoegt, afkoelt en fijnmaakt of maalt.
10. Werkwijze volgens conclusie 6 of 7, 25 met het kenmerk, dat men bruinkool en een amine of amin'e- derivaat gelijktijdig toevoegt aan een gesmolten thermoplastisch polymeer, afkoelt en fijnmaakt of maalt.
11. Werkwijze volgens conclusie 6 of 7, met het kenmerk, dat men het oplosbaar gemaakte bruinkool-30 derivaat gesuspendeerd in monomeer of voorpolymeer bereidt, polymeriseert of verknoopt ter vorming van het polymeer en het verkregen vaste produkt fijnmaakt of maalt.
12. Een toevoegsel voor het tegengaan van vloeistofverlies volgens conclusie 1 dat een oplosbaar 35 gemaakt bruinkoolderivaat opgelost of gedispergeerd in een 8400097 α -19- ** · · · oplossing of dispersie van een in olie oplosbaar of in olie opzwelbaar polymeer in een oplosmiddelsysteem bevat.
13. Toevoegsel volgens conclusie 12 waarbij als oplosbaar gemaakt bruinkoolderivaat een derivaat volgens 5 een der conclusies 2-5 wordt toegepast.
14. Toevoegsel volgens conclusie 12 waarbij het oplosbaar gemaakte bruinkoolderivaat is gedispergeerd in een matrix van een in olie oplosbaar polymeer en dit 10 produkt daarna is opgelost of gedispergeerd in een op lossing of dispersie van een in olie oplosbaar of in olie opzwelbaar polymeer in een oplosmiddelsysteem.
15. Toevoegsel volgens conclusie 12 waarbij het oplosbaar gemaakte bruinkoolderivaat een met loog 15 behandelde bruinkool is.
16. Toevoegsel volgens een der conclusies 12-15 waarbij het polymeer een copolymeer van twee of een aantal monomeren is.
17. Toevoegsel volgens conclusie 16 waarbij 20 het polymeer wordt gekozen uit styreen-butadieen, ABS, gemengde acrylaatpolymeren, PVC geplastificeerd door ent-copolymerisatie met nitrilpolymeren en dergelijke polymeren gemodificeerd door carboxylatie of door toevoeging van reaktieve groepen.
18. Toevoegsel volgens conclusie 16 of 17 waarbij het polymeer een waterige polymeersuspensie is.
19. Toevoegsel volgens een der conclusies 12-18 waarbij het oplosmiddelsysteem water of een mengsel van water en koolwaterstofoplosmiddelen is, dat tenminste 10 30 gew.% water en tot 90 gew.% koolwaterstof bevat.
20. Toevoegsel volgens een der conclusies 12-19 dat 8-26 (droog) gew.% bruinkoolderivaat en 5-30 (droog) gew.% polymeer bevat.
21. Werkwijze voor het bereiden van een toe- 35 voegsel voor het tegengaan van vloeistofverlies volgens een der conclusies 12-20, met hét kenmerk, dat men het oplos- 8400097 -20- •3 j baar gemaakte bruinkoolderivaat in een oplosmiddelsysteem bereidt, dit aan een waterige dispersie dat polymeer en oppervlakteaktief middel bevat toevoegt en roert totdat h.et mengsel homogeen is.
22. Een toevoegsel voor het tegengaan van vloeistofverlies zoals beschreven in elk van de voorbeelden.
23. Werkwijze voor het bestrijden van vloeistofverlies van een putbewerkingsvloeistof op oliebasis 10 door aan de vloeistof 1-10 pounds per barrel (2,8-28 g/1) van een toevoegsel voor het tegengaan van vloeistofverlies volgens een der conclusies 1-8, 12-20 en 22 toe te voegen.
24. Een putbewerkingsvloeistof op oliebasis die 1-10 pounds per barrel (2,8-28 g/1) van een toevoegsel 15 voor het tegengaan van vloeistofverlies volgens een der conclusies 1-8, 12-20 en 22 bevat.
25. Werkwijzen als beschreven in de beschrijving en/of voorbeelden. 8400097 * _ RHN--—NH--fCH*-^-NHa -I X CHe = C Λ \ / COO- A- H \ 2 SANDOZ A.G. Bazel, Zwitserland 8400097
NL8400097A 1983-01-14 1984-01-11 Toevoegsels voor het tegengaan van vloeistofverlies voor een in een put toegepaste vloeistof op oliebasis. NL8400097A (nl)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB8300974 1983-01-14
GB838300974A GB8300974D0 (en) 1983-01-14 1983-01-14 Organic compounds
GB838317366A GB8317366D0 (en) 1983-06-27 1983-06-27 Organic compounds
GB8317366 1983-06-27

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NL8400097A true NL8400097A (nl) 1984-08-01

Family

ID=26284917

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NL8400097A NL8400097A (nl) 1983-01-14 1984-01-11 Toevoegsels voor het tegengaan van vloeistofverlies voor een in een put toegepaste vloeistof op oliebasis.

Country Status (8)

Country Link
US (1) US4671883A (nl)
CH (1) CH663029A5 (nl)
DE (1) DE3400164A1 (nl)
FR (1) FR2539425B1 (nl)
GB (1) GB2135321B (nl)
IT (1) IT1198753B (nl)
NL (1) NL8400097A (nl)
NO (1) NO160586C (nl)

Families Citing this family (92)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4597878A (en) * 1984-12-31 1986-07-01 Venture Innovations, Inc. Polyphenolic acid adducts
US5032296A (en) * 1988-12-05 1991-07-16 Phillips Petroleum Company Well treating fluids and additives therefor
US4938803A (en) * 1989-07-05 1990-07-03 Nalco Chemical Company Vinyl grafted lignite fluid loss additives
US5213166A (en) * 1989-12-12 1993-05-25 Mitsui-Cyanamid, Ltd. Pile driving and pile removing method
US5114598B1 (en) * 1990-02-01 1997-08-26 Sun Drilling Products Corp Method of making drilling fluid containing asphaltite in a dispersed state
US5114597A (en) * 1990-02-22 1992-05-19 Sun Drilling Products Corporation Method of making a drilling fluid containing carbon black in a dispersed state
US5134215A (en) * 1990-10-15 1992-07-28 Nalco Chemical Company Method for reducing fluid loss from oilfield cement slurries using vinyl grafted wattle tannin
US5147964A (en) * 1990-10-15 1992-09-15 Nalco Chemical Company Method for reducing fluid loss from oilfield cement slurries using vinyl grafted wattle tannin
US5099922A (en) * 1991-03-26 1992-03-31 The Western Company Of North America Control of gas flow through cement column
US5333698A (en) * 1993-05-21 1994-08-02 Union Oil Company Of California White mineral oil-based drilling fluid
CA2140736C (en) * 1994-02-25 1999-08-31 Simon Suarez A thixotropic fluid for well insulation
US5629270A (en) * 1994-06-30 1997-05-13 Union Oil Company Of California Thermally stable oil-base drilling fluid
US5958845A (en) * 1995-04-17 1999-09-28 Union Oil Company Of California Non-toxic, inexpensive synthetic drilling fluid
US5635457A (en) * 1995-04-17 1997-06-03 Union Oil Company Of California Non-toxic, inexpensive synthetic drilling fluid
US5789349A (en) * 1996-03-13 1998-08-04 M-I Drilling Fluids, L.L.C. Water-based drilling fluids with high temperature fluid loss control additive
US5711383A (en) * 1996-04-19 1998-01-27 Halliburton Company Cementitious well drilling fluids and methods
US6806233B2 (en) * 1996-08-02 2004-10-19 M-I Llc Methods of using reversible phase oil based drilling fluid
US5843872A (en) * 1997-11-19 1998-12-01 Sun Drilling Products Corp Drilling fluid system and related methods
US5942467A (en) * 1997-12-08 1999-08-24 Sun Drilling Products Corporation Drilling fluid system containing a combination of hydrophilic carbon black/asphaltite and a refined fish oil/glycol mixture and related methods
US6258756B1 (en) * 1999-01-26 2001-07-10 Spectral, Inc. Salt water drilling mud and method
US7749945B2 (en) * 2000-06-13 2010-07-06 Baker Hughes Incorporated Invert emulsion drilling fluid systems comprising an emulsified aqueous phase comprising dispersed integral latex particles
US20060270562A1 (en) * 2003-08-04 2006-11-30 Baker Hughes Incorporated Drilling fluids with redispersible polymer powders
US7271131B2 (en) * 2001-02-16 2007-09-18 Baker Hughes Incorporated Fluid loss control and sealing agent for drilling depleted sand formations
US8053394B2 (en) * 2000-06-13 2011-11-08 Baker Hughes Incorporated Drilling fluids with redispersible polymer powders
US6703351B2 (en) * 2000-06-13 2004-03-09 Baker Hughes Incorporated Water-based drilling fluids using latex additives
US20030036484A1 (en) * 2001-08-14 2003-02-20 Jeff Kirsner Blends of esters with isomerized olefins and other hydrocarbons as base oils for invert emulsion oil muds
US7572755B2 (en) * 2000-12-29 2009-08-11 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluid comprising a vinyl neodecanoate polymer and method for enhanced suspension
ES2345922T3 (es) * 2000-12-29 2010-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Diluyentes para emulsiones inversas.
US6887832B2 (en) 2000-12-29 2005-05-03 Halliburton Energy Service,S Inc. Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels
DK1346006T3 (en) 2000-12-29 2015-02-23 Halliburton Energy Serv Inc Thinners for drilling fluids with the inverse emulsion
US7456135B2 (en) * 2000-12-29 2008-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling using flat rheology drilling fluids
US6818596B1 (en) * 2001-09-19 2004-11-16 James Hayes Dry mix for water based drilling fluid
US7351680B2 (en) * 2001-09-19 2008-04-01 Hayes James R High performance water-based mud system
US7008907B2 (en) * 2001-10-31 2006-03-07 Halliburton Energy Services, Inc. Additive for oil-based drilling fluids
US6620770B1 (en) 2001-10-31 2003-09-16 Halliburton Energy Services, Inc. Additive for oil-based drilling fluids
US7271132B2 (en) * 2001-10-31 2007-09-18 Halliburton Energy Services, Inc. Metallic soaps of modified fatty acids and rosin acids and methods of making and using same
US7534746B2 (en) * 2001-10-31 2009-05-19 Halliburton Energy Services, Inc. Metallic soaps of modified tall oil acids
US7066284B2 (en) * 2001-11-14 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell
US6702044B2 (en) * 2002-06-13 2004-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of consolidating formations or forming chemical casing or both while drilling
US7091159B2 (en) * 2002-09-06 2006-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for and methods of stabilizing subterranean formations containing clays
US7741251B2 (en) * 2002-09-06 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales
US6730637B1 (en) * 2002-12-06 2004-05-04 Chevron Phillips Chemical Company, Lp Reducing fluid loss in a drilling fluid
US7220708B2 (en) * 2003-02-27 2007-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluid component
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
US8631869B2 (en) 2003-05-16 2014-01-21 Leopoldo Sierra Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments
US8091638B2 (en) * 2003-05-16 2012-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US8278250B2 (en) * 2003-05-16 2012-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations
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
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
US8181703B2 (en) 2003-05-16 2012-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US8962535B2 (en) 2003-05-16 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments
US7117942B2 (en) * 2004-06-29 2006-10-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations
CN1802603A (zh) 2003-07-17 2006-07-12 霍尼韦尔国际公司 用于高级微电子应用的平面化薄膜及其生产装置和方法
JP4230881B2 (ja) * 2003-10-23 2009-02-25 富士通マイクロエレクトロニクス株式会社 半導体集積回路、及びレベル変換回路
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
US7297662B2 (en) * 2004-01-29 2007-11-20 Turbo-Chem International, Inc. Method and composition for inhibiting lost circulation during well operation
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
US7749943B2 (en) * 2004-12-01 2010-07-06 Baker Hughes Incorporated Method and drilling fluid systems and lost circulation pills adapted to maintain the particle size distribution of component latex particles before and after freezing of the latex particles in the presence of water
US7493957B2 (en) 2005-07-15 2009-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling water and sand production in subterranean wells
US20080110624A1 (en) * 2005-07-15 2008-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling water and particulate production in subterranean wells
US7341106B2 (en) * 2005-07-21 2008-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss
CN1305965C (zh) * 2005-08-05 2007-03-21 倪红霞 阳离子沥青防塌剂乳胶及其生产方法和使用方法
US7441598B2 (en) * 2005-11-22 2008-10-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of stabilizing unconsolidated subterranean formations
CN100362077C (zh) * 2005-12-27 2008-01-16 宋福如 钻井液用硅氟防塌降滤失剂
BRPI0709420A2 (pt) * 2006-03-30 2011-07-12 Canadian Energy Services L.P. fluido de perfuração para reduzir ou controlar a circulação perdida a uma formação subterránea que circunda um furo de poço em um processo de perfuração de um poço, método para reduzir ou impedir a circulação perdida de fluido de perfuração para uma formação subterránea durante o processo de perfuração de poço, agente de perda de escoamento para reduzir ou controlar as pedras de escoamento para uma formação subterránea permeável durante um processo de perfuração de um poço em uma operação de recuperação de óleo ou gás, fluido de perfuração para reduzir ou controlar as perdas de escoscoamento para uma formação subterránea permeável em um processo de perfuração de um poço em uma operação de recuperação de gás, método para reduzir ou controlar as pedras de escoamento para uma formação subterránea permeável em processo de perfuração de um poço em uma operação de recuperação de óleo ou gás, uso de particulas sólidas da cera com um tamanho de mais de 50 micra, uso de um agente de perda de esoamento e uso de fluido de perfuração que compreende um fluido de perfuração que compreende um fluido base e um agente de perda de escoamento
US8235119B2 (en) * 2006-03-30 2012-08-07 Canadian Energy Services, Lp Drilling fluid and method for reducing lost circulation
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
US7678742B2 (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
CA2693431C (en) * 2007-07-06 2012-04-03 Terry W. Hoskins Drilling fluid additive for reducing lost circulation in a drilling operation
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
CN102965083B (zh) * 2012-11-12 2016-01-13 孟州市德葛净水材料有限公司 钻井液用复合树脂抗高温防塌降失水剂
US9932319B2 (en) 2013-05-28 2018-04-03 Empire Technology Development Llc Antioxidant humic acid derivatives and methods of preparation and use
CN105246879A (zh) * 2013-05-28 2016-01-13 英派尔科技开发有限公司 腐植酸衍生物以及制备的方法和用途
CN105555314B (zh) 2013-06-28 2019-02-26 英派尔科技开发有限公司 用于食品和食品包装膜的可食用增塑剂
US10005947B2 (en) 2013-11-19 2018-06-26 Ingevity South Carolina, Llc Modified hydrocarbon resins as fluid loss additives
CN103642471A (zh) * 2013-12-19 2014-03-19 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 油基钻井液用有机复合降滤失剂及其制备方法
US9932511B2 (en) * 2014-01-17 2018-04-03 Elevance Renewable Sciences, Inc. Natural oil-derived wellbore compositions and methods of use
AU2015256181B2 (en) * 2014-05-05 2018-04-26 Hercules Llc High temperature and high pressure fluid loss additives and methods of use thereof
CN111533833B (zh) * 2020-06-08 2022-11-22 保定市三拓化工产品有限公司 一种钻井液降滤失剂的制备方法
CN111500269B (zh) * 2020-06-08 2022-06-28 保定市三拓化工产品有限公司 一种钻井液降滤失剂
CN113801338A (zh) * 2020-06-11 2021-12-17 中国石油天然气集团有限公司 降滤失组合物、降滤失剂及降滤失剂的制备方法和应用
CN114574178A (zh) * 2022-03-17 2022-06-03 昆明金思达科技有限责任公司 一种高效型深井钻井液处理剂及其制备方法

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2969321A (en) * 1956-12-03 1961-01-24 Phillips Petroleum Co Drilling fluids and method of using same
US3168475A (en) * 1961-03-15 1965-02-02 Nat Lead Co Well-working fluids
US3207693A (en) * 1961-12-14 1965-09-21 Exxon Research Engineering Co Treatment of wells
US3351079A (en) * 1962-09-28 1967-11-07 Dow Chemical Co Low fluid loss compositions
US3310125A (en) * 1963-08-29 1967-03-21 Shell Oil Co Method for increasing drilling rate
US3379650A (en) * 1963-12-20 1968-04-23 Nat Lead Co Dispersion of long chain alkyl ammonium humate in organic liquid
US3494865A (en) * 1966-04-01 1970-02-10 Nat Lead Co Lignite products and compositions thereof
US3775447A (en) * 1966-04-01 1973-11-27 Nat Lead Co Lignite products and compositions thereof
US3537525A (en) * 1968-01-15 1970-11-03 Union Oil Co Method of decreasing friction loss in a well fracturing process
GB1275619A (en) * 1968-09-04 1972-05-24 Int Minerals & Chem Corp A process for preparing graft copolymers of acrylic acid with polyhydroxy polymeric compounds and the graft copolymers thereof
US3956140A (en) * 1970-08-03 1976-05-11 Dresser Industries, Inc. Drilling fluids
CA918348A (en) * 1970-08-03 1973-01-02 W. Nahm Jang Drilling fluids
US3630280A (en) * 1970-08-13 1971-12-28 Union Oil Co Method and composition for treating subterranean formations
US3738934A (en) * 1971-06-17 1973-06-12 Milchem Inc Oil base drilling fluid composition and process
US4650593A (en) * 1977-09-19 1987-03-17 Nl Industries, Inc. Water-based drilling fluids having enhanced fluid loss control
SU773049A1 (ru) * 1978-11-27 1980-10-23 Львовский Ордена Ленина Политехнический Институт Способ получени реагентов дл промывочных жидкостей
ATE10855T1 (de) * 1980-10-07 1985-01-15 Bw Mud Ltd. Verfahren zur herstellung eines den fluessigkeitsverlustverringernden zusatzes fuer eine auf oel basierende bohrfluessigkeit.
US4436636A (en) * 1981-12-21 1984-03-13 Nl Industries, Inc. Invert emulsion well servicing fluids
GB2117431B (en) * 1982-03-30 1985-09-18 Sandoz Ltd Improvements in or relating to fluid loss reducing additives

Also Published As

Publication number Publication date
GB2135321A (en) 1984-08-30
NO160586C (no) 1989-05-03
GB2135321B (en) 1986-04-09
IT1198753B (it) 1988-12-21
DE3400164A1 (de) 1984-07-19
NO840101L (no) 1984-07-16
IT8447539A0 (it) 1984-01-13
FR2539425A1 (fr) 1984-07-20
US4671883A (en) 1987-06-09
FR2539425B1 (fr) 1987-03-20
GB8400541D0 (en) 1984-02-15
CH663029A5 (de) 1987-11-13
NO160586B (no) 1989-01-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NL8400097A (nl) Toevoegsels voor het tegengaan van vloeistofverlies voor een in een put toegepaste vloeistof op oliebasis.
KR100399335B1 (ko) 양성수용성중합체분산액,그제조방법및이를함유하는처리제
CA1278645C (en) Water soluble polymers, their preparation and their uses
González et al. Thermomechanical properties of bitumen modified with crumb tire rubber and polymeric additives
CN1247298C (zh) 甲醛含量降低的低粘度蜜胺-甲醛树脂微胶囊分散体
FI108144B (fi) Stabiilit bitumikoostumukset ja menetelmä niiden valmistamiseksi
US5306750A (en) Polymer and asphalt reaction process and polymer-linked-asphalt product
US4853465A (en) Organophilic polyphenolic acid adducts
CA1329283C (en) Water soluble polymeric compositions
US6716911B2 (en) Method for producing aqueous biodegradable polyester dispersion
US3929635A (en) Use of polymeric quaternary ammonium betaines as water clarifiers
JPS60238384A (ja) 掘削用流体組成物
EP2093274A1 (en) Bituminous compositions
CN1200756A (zh) 水分散性粘合剂组合物
US4263182A (en) Stable dispersions of fortified rosin
EP0543246A2 (en) A method for improving the strength of bitumen, asphalt or a similar material, and a composition obtained by the method
NL8301077A (nl) Toevoegsels voor het verminderen van vloeistofverlies.
US4911736A (en) Emulsifier and stabilizer for water base emulsions and dispersions of hydrocarbonaceous materials
CN85106790A (zh) 水基钻井液和封隔液
CA1168786A (en) Stable high solids water-in-oil slurry dispersion composition
US5702521A (en) Air-entrained concrete with lignin-containing air-entraining agent
CN1040005C (zh) 丙烯共聚合的新方法
US3062829A (en) Anionic bituminous emulsions
US3929632A (en) Use of polymeric quaternary ammonium betaines as oil-in-water demulsifiers
JPH04502936A (ja) スクレログルカンの添加によって調節された粘度を有する歴青質結合剤エマルジョン

Legal Events

Date Code Title Description
BT A notification was added to the application dossier and made available to the public
A85 Still pending on 85-01-01
BV The patent application has lapsed
CNR Transfer of rights (patent application after its laying open for public inspection)

Free format text: MANUFACTURERS HANOVER TRUST COMPANY

BA A request for search or an international-type search has been filed
BB A search report has been drawn up
BC A request for examination has been filed
BV The patent application has lapsed