NL8403833A - METHOD FOR DRILLING A WELL. - Google Patents
METHOD FOR DRILLING A WELL. Download PDFInfo
- Publication number
- NL8403833A NL8403833A NL8403833A NL8403833A NL8403833A NL 8403833 A NL8403833 A NL 8403833A NL 8403833 A NL8403833 A NL 8403833A NL 8403833 A NL8403833 A NL 8403833A NL 8403833 A NL8403833 A NL 8403833A
- Authority
- NL
- Netherlands
- Prior art keywords
- drilling
- drilling fluid
- heteropolysaccharide
- fluid
- well
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
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)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Description
- 1 - V i & .·- 1 - V i &. ·
K 9626 NETK 9626 NET
WEEKWIJZE VOOR HET BOREN VAN EEN PUTWEEKLY FOR DRILLING A WELL
De uitvinding heeft betrekking op een werkwijze voor het boren van een put in een ondergrondse formatie» tijdens welke werkwijze bij het boren een boorvloeistof in genoemde put wordt gecirculeerd» welke boorvloeistof een heteropolysaccharide bevat 5 die verkregen is door het kweken van Pseudomonas sp. NCIB 11592.The invention relates to a method for drilling a well in an underground formation, during which method a drilling fluid is circulated in said well during drilling, said drilling fluid containing a heteropolysaccharide obtained by cultivating Pseudomonas sp. NCIB 11592.
Bij het boren van ondergrondse putten zoals bijvoorbeeld olie· of gasputten wordt gewoonlijk de roterende boormethode toegepast. Bij de roterende boormethode wordt gebruik gemaakt van een boorbeitel die aan een boorpijp is bevestigd en van een 10 boorvloeistof of "spoeling” die door de boorpijp naar de bodem van het boorgat wordt gecirculeerd, waar de spoeling via kleine openingen in de boorbeitel wordt uitgedreven. De spoeling keert vervolgens naar het aardoppervlak terug via de ringvormige . ruimte tussen de boorpijp en de wand van het boorgat c.q. de 15 verhuizing indien deze is aangebracht. Bij het bereiken van het aardoppervlak wordt de boorvloeistof of "spoeling" gewoonlijk behandeld ter verwijdering van het uit het boorgat verkregen boorgruis en vervolgens gerecirculeerd.When drilling underground wells such as, for example, oil or gas wells, the rotary drilling method is usually used. The rotary drilling method uses a drill bit attached to a drill pipe and a drilling fluid or "mud" that is circulated through the drill pipe to the bottom of the borehole where the mud is expelled through small holes in the drill bit. The mud then returns to the surface of the earth through the annular space between the drill pipe and the borehole wall or casing if it has been applied. Upon reaching the earth surface, the drilling fluid or "mud" is usually treated to remove the mud. drill cuttings obtained from the borehole and then recycled.
Boorvloeistoffen dienen voor velerlei doeleinden en moeten 2Q derhalve een aantal gewenste fysieke en rheologische eigenschappen bezitten. Een boorvloeistof dient bijvoorbeeld voldoende viskeus te zijn om boorgruis doeltreffend van de bodem van het boorgat naar het oppervlak te transporteren om te worden verwijderd. Een boorvloeistof dient ook te voorkomen dat buiten-25 sporige hoeveelheden vloeistof uit het boorgat in omringende formaties wegstromen doordat op de wand van het gat een dunne» maar nagenoeg ondoordringbare filterkoek wordt afgezet. Daarnaast dient een boorvloeistof in staat te zijn vaste stoffen in 8403833 - 2 - suspensie Ce houden en te voorkomen dat deze naar de bodem van het gat terugkeren wanneer de circulatie wordt verminderd of tijdelijk wordt onderbroken. Deze eigenschap kan worden verkregen door additieven te gebruiken die aan de boorvloeistof een 5 gelstructuur verlenen en daarmee de viscositeit vergroten. De gelstructuur is echter bij voorkeur zodanig dat boorgruis uit de boorvloeistof kan worden verwijderd door de vloeistof door filterapparatuur, zoala een trilzeef en/of zandcyclonen te leiden voordat recirculatie naar de boorbeitel plaatsvindt. Een 10 boorvloeistof moet ook druk uitoefenen op de omringende formaties om te voorkomen dat het boorgat instort of dat olie of gas onder hoge druk de formatie binnenstroomt. Ten slotte moet een boorvloeistof dienst doen als smeer- en koelmiddel voor de boorserie.Drilling fluids serve a variety of purposes and should therefore have a number of desirable physical and rheological properties. For example, a drilling fluid should be sufficiently viscous to effectively transport drill cuttings from the bottom of the borehole to the surface for removal. A drilling fluid also serves to prevent excessive amounts of fluid from flowing out of the borehole in surrounding formations by depositing a thin but substantially impermeable filter cake on the hole wall. In addition, a drilling fluid should be able to hold solids in Ce suspension 8403833 - 2 - and prevent them from returning to the bottom of the hole when circulation is reduced or temporarily interrupted. This property can be obtained by using additives which impart a gel structure to the drilling fluid and thereby increase the viscosity. However, the gel structure is preferably such that drill cuttings can be removed from the drilling fluid by passing the fluid through filtering equipment such as a vibrating screen and / or sand cyclones before recirculation to the drill bit. A drilling fluid must also apply pressure to the surrounding formations to prevent the borehole from collapsing or high pressure oil or gas from entering the formation. Finally, a drilling fluid must serve as a lubricant and coolant for the drill string.
15 Traditioneel gebruikt men bentoniet of andere vaste kléi- stoffen om de viscositeit van de boorvloeistof op te voeren. Tegenwoordig groeit echter de overtuiging dat bentoniet of kleisuspensies als spoelingbasis aan ernstige beperkingen onderhevig zijn. De rheologie van op bentoniet gebaseerde 20 vloeistoffen is zodanig dat de bij een gegeven oppervlaktédruk aan de beitel afgegeven hydraulische kracht aanmerkelijk minder is dan bij boorvloeistoffen die bepaalde polymeren bevatten. De lagere viscositeit en/of het lagere gehalte aan vaste stoffen van deze polymeerspoelingen leidt tot een snellere penetratie 25 van de beitel» die op zijn beurt de boorkosten vermindert.Traditionally, bentonite or other solid adhesives are used to increase the viscosity of the drilling fluid. Today, however, the belief is growing that bentonite or clay suspensions as a rinse base are severely limited. The rheology of bentonite-based fluids is such that the hydraulic force delivered to the bit at a given surface pressure is significantly less than that of drilling fluids containing certain polymers. The lower viscosity and / or lower solids content of these polymer muds leads to faster bit penetration, which in turn reduces drilling costs.
Binnen de olie-industrie heeft men geprobeerd de vaste klei-deeltjes van de oudere spoelingen te vervangen door verschillende polymers materialen waaronder bijvoorbeeld cellu-loseverbindingen zoals carboxyethylcellulose» carboxymethyl-30 cellulose, carboxymethylhydroxyethylcellulose, hydroxyalkyl-cellulosen, alkylhydroxyalkylcellulosen, alkylcellulosen en alkylcarboxyalkyIcellulosen; polyacrylamiden; natuurlijke galactomannanen zoals guargom, gom van de johannesbroodboom en gomsoorten verkregen uit endospermzaden, alsmede verschillende 35 andere polysacchariden.Within the oil industry, attempts have been made to replace the solid clay particles of the older washings with various polymeric materials including, for example, cellulose compounds such as carboxyethyl cellulose, carboxymethyl cellulose, carboxymethyl hydroxyethyl cellulose, hydroxyalkyl celluloses, alkyl hydroxyalkyl celluloses, alkyl celluloses and alkylcarboxylic acids; polyacrylamides; natural galactomannans such as guar gum, carob gum and gums obtained from endosperm seeds, as well as various other polysaccharides.
84038338403833
‘ I"I
- 3 - £ -- 3 - £ -
Het is bij de olie-industrie bekend dat naast de boor-vloeistoffen die bij het boren van ondergrondse putten worden gebruikt, ook andere vloeistoffen voor bepaalde speciale toepassingen kunnen worden ingezet. Zo kunnen naast een boorvloei-5 stof scheuringsvlo eis to f f en, verruimingsvloeistoffen, af- dichtingsvloeistoffen, cementeringsvloeistoffen en afwerkings-vloeistoffen worden gebruikt om in de een of andere fase tijdens de boorwerkzaamheden een bepaald resultaat te bereiken. Ingewijden in de techniek erkennen echter dat composities die voor 10 een gespecialiseerde toepassing gewenste eigenschappen bezitten, wellicht niet bevredigend functioneren wanneer zij voor een ander doel worden gebruikt. In tegenstelling tot scheurings-vloeistoffen worden boorvloeistoffen vele malen door de put gerecirculeerd. Hoewel een groot deel van de grotere deeltjes, 15 zoals boorbruis, na elke cyclus door de put uit de boorvloeistof wordt verwijderd, wordt het gehalte aan fijnverdeelde vaste stoffen in de vloeistof bij voortgezette circulatie steeds groter. In gevallen waar de boorvloeistof een heteropolysaccharide bevat die uit Pseudomonas sp. NCIB 11592 is ver-20 kregen, is gebleken dat de vloeistof de neiging heeft het daarin gesuspendeerde vaste boorgruis in te kapselen. Deze inkap-selingseigenschap voorkomt dat vast boorgruis uiteenvalt en verbetert dus de doeltreffendheid van de boorvloeistof, hetgeen zeer wenselijk wordt geacht.It is known to the oil industry that in addition to the drilling fluids used when drilling underground wells, other fluids can also be used for certain special applications. For example, in addition to a drilling fluid, rupture fluids, expansion fluids, sealing fluids, cementing fluids and finishing fluids can be used to achieve a particular result at some stage during the drilling operations. However, those skilled in the art recognize that compositions that have desirable properties for a specialized application may not function satisfactorily when used for any other purpose. Unlike rupture fluids, drilling fluids are recycled through the well many times. Although much of the larger particles, such as drilling fizz, are removed from the drilling fluid through the well after each cycle, the content of finely divided solids in the fluid continues to increase with continued circulation. In cases where the drilling fluid contains a heteropolysaccharide derived from Pseudomonas sp. NCIB 11592 has been found to have a tendency for the fluid to encapsulate the solid drill cuttings suspended therein. This encapsulation property prevents solid drill cuttings from decomposing and thus improves drilling fluid efficiency, which is considered highly desirable.
25 Ondanks de vooruitgang die de laatste jaren op het gebied van boorvloeistoftechnologie is geboekt, blijft er behoefte bestaan aan een geschikte vloeistof die de penetratie van de beitel (en daarmee de boorsnelheid) 'aanzienlijk verbetert, bestand blijft tegen afschuifspanningen ook na vele malen door 30 het boorgat te zijn gerecirculeerd, de drukverliezen als gevolg van wrijving in de boorpijp vermindert, een betere hefwerking bevordert en daarmee het gruis op de bodem van het boorgat minder verbrijzelt, het boorgruis tijdens onderbrekingen van de boorwerkzaamheden in gesuspendeerde staat houdt en het in de 35 boorvloeistof gesuspendeerde vaste boorgruis inkapselt.25 Despite advances in drilling fluid technology in recent years, there remains a need for a suitable fluid that significantly improves the penetration of the bit (and thus the drilling speed), remains resistant to shear stresses even after many times through 30 the borehole is recirculated, reduces pressure losses due to friction in the drill pipe, promotes better lifting performance and thus less shatters the grit on the bottom of the borehole, keeps the drill cuttings suspended during drilling interruptions and keeps it in the encapsulating drilling fluid suspended solid drill cuttings.
8403833 - 4 - ‘ ' Λ «f *8403833 - 4 - ‘'Λ« f *
De volgens de uitvinding toegepaste boorvloeistof bezit deze gunstige eigenschappen·The drilling fluid used according to the invention has these favorable properties
De uitvinding berust op een werkwijze voor het boren van een boorgat onder toepassing van een roterende boorbeitel, 5 waarbij een boorvloeistof voorbij het oppervlak van de boor-beitel wórdt gecirculeerd» welke wijze hierin bestaat dat als boorvloeistof gebruik wordt gemaakt van de waterige vloeistof van een heteropolysaccharide die uit Pseudomonas sp. NCIB 11592 is verkregen. De boorvloeistof wordt vervaardigd door de hetero-1q polysaccharide te mengen met water, waarbij het aldus gevormde mengsel lang genoeg wordt gecirculeerd om hydratatie van het polymeer mogelijk te maken. De heteropolysaccharide wordt beschreven in Europese octrooi-aanvrage No. 81200479.4 (publicatie No. 0040445). De hierin beschreven compositie Ij vertoont zeer gewenste fysische en rheologische eigenschappen, waaronder verbeterde vloei-eigenschappen en grotere stabiliteit tegen afschuifspanningen over een lange gebruiksduur.The invention is based on a method of drilling a borehole using a rotary drill bit, wherein a drilling fluid is circulated beyond the surface of the drill bit, which method comprises using the aqueous fluid of a drilling fluid as drilling fluid. heteropolysaccharide derived from Pseudomonas sp. NCIB 11592 is obtained. The drilling fluid is prepared by mixing the hetero-1q polysaccharide with water, circulating the mixture thus formed long enough to allow hydration of the polymer. The heteropolysaccharide is described in European Patent Application No. 81200479.4 (publication No. 0040445). The composition Ij described herein exhibits highly desirable physical and rheological properties, including improved flow properties and greater stability against shear stresses over a long service life.
De boorvloeistof volgens de onderhavige uitvinding wordt bij voorkeur op de plaats van gebruik vervaardigd door een 20 heteropolysaccharide-oplossing of -emulsie langzaam toe te voegen aan water dat via conventionele mengapparatuur zoals een straalmengtrechter in de spoelingput wordt gecirculeerd. Het gebruikte water is bij voorkeur het beste zoetwater dat redelijkerwijs verkrijgbaar is, hoewel brak water even goed kan 25 worden toegepast en de voorkeur kan genieten in gevallen waar men naar verwachting zal stuiten op onstabiele kleischalie of op formaties met een hoog kleigehalte. Deze veelzijdigheid is een ander voordeel van de boorvloeistof volgens de uitvinding.The drilling fluid of the present invention is preferably manufactured at the site of use by slowly adding a heteropolysaccharide solution or emulsion to water circulated through the mixing well through conventional mixing equipment such as a jet funnel. The water used is preferably the best freshwater reasonably available, although brackish water may as well be used and preferred in cases where unstable clay shale or high clay content formations are expected to be encountered. This versatility is another advantage of the drilling fluid of the invention.
Wanneer de gehele hoeveelheid polymeer is toegevoegd, kan de 30 vloeistof zonder extra circulatie worden toegepast aangezien de hydratatie van de heteropolysaccharide reeds nagenoeg voltooid is. Een werkzame hoeveelheid van een geschikte buffer kan desgewenst worden toegevoegd om de hydratatie te bevorderen, zoals aan ingewijden in de techniek duidelijk zal zijn.When the entire amount of polymer has been added, the liquid can be used without additional circulation since the hydration of the heteropolysaccharide is already substantially complete. An effective amount of a suitable buffer can be added if desired to promote hydration, as will be apparent to those skilled in the art.
____S__ 8403833 Λ ^ - 5 -____S__ 8403833 Λ ^ - 5 -
De aldus gevormde, niet verzwaarde boorvloeistof bevat bij voorkeur 0,1 tot 10 kg polymeer/m3 vloeistof. Het liefst bevat de niet verzwaarde boorvloeistof 1-5 kg polymeer/m3. Desgewenst kan de viscositeit van de boorvloeistof op een tijdstip na de 5 aanvankelijke bereiding Worden vergroot door daaraan geleidelijk meer polymeer en/of verknopingsmiddel toe te voegen.The non-weighted drilling fluid thus formed preferably contains 0.1 to 10 kg of polymer / m3 of fluid. Preferably, the non-weighted drilling fluid contains 1-5 kg of polymer / m3. If desired, the viscosity of the drilling fluid can be increased at a time after the initial preparation by gradually adding more polymer and / or cross-linking agent thereto.
tt
Biopolymeren worden op grote schaal toegepast in boor-, afwerkings- en onderhoudsvloeistoffen. Waterige oplossingen die de biopolymeren bevatten, bezitten uitgesproken pseudoplastische 10 rheologische eigenschappen die aan deze oplossingen een hoog draagvermogen bij lage afschuif/circulatiesnelheid geven. Helaas zijn ze in zuur veelal niet doeltreffend afbreekbaar en vormen daardoor een potentiële bron van schade aan de formatie. Men heeft thans gevonden dat de uit Pseudomonas sp. NCIB 11592 15 verkregen heteropolysaccharide zeer goed in zuur afbreekbaar is; in aanwezigheid van een 10%-ige HCl-oplossing wordt de saccharide bijvoorbeeld binnen een uur afgebroken.Biopolymers are widely used in drilling, finishing and maintenance fluids. Aqueous solutions containing the biopolymers have pronounced pseudoplastic rheological properties which give these solutions a high load bearing capacity at a low shear / circulation rate. Unfortunately, they are often not readily degradable in acid and are therefore a potential source of damage to the formation. It has now been found that the pseudomonas sp. NCIB 11592 15 obtained heteropolysaccharide is highly acid degradable; for example, in the presence of a 10% HCl solution, the saccharide is degraded within an hour.
Rheologische metingen aan oplossingen van de onderhavige heteropolysaccharide wijzen uit dat de saccharide tot 55 °C in 20 zoetwater en tot ten minste 70 °C in geconcentreerde pekel een doeltreffende viscositeitsregelaar is. De viscositeits- en temperatuurkrommen zijn omkeerbaar in die zin dat identieke krommen worden verkregen wanneer men de temperatuur verhoogt of verlaagt. Deze heteropolysaccharide is bovendien een zeer 25 doeltreffende viscositeitsregelaar en heeft bij lage afschuif-snelheden een uitstekend draagvermogen.Rheological measurements of solutions of the present heteropolysaccharide show that the saccharide is an effective viscosity regulator up to 55 ° C in fresh water and up to at least 70 ° C in concentrated brine. The viscosity and temperature curves are reversible in that identical curves are obtained when the temperature is increased or decreased. Moreover, this heteropolysaccharide is a very effective viscosity regulator and has an excellent load-bearing capacity at low shear rates.
Warmwalsproeven werden uitgevoerd om de afbraak van de onderhavige heteropolysaccharide onder invloed van afschuif-spanningen en temperatuur te meten. Een natriumchloridepekel, 30 waarvan de viscositeit met deze heteropolysaccharide.was geregeld, werd gedurende 18 uur bij 80 °C warmgewalst en de viscositeit ervan werd v56r en na het walsen bij 21 eC gemeten.Hot-rolling tests were conducted to measure the degradation of the present heteropolysaccharide under shear stresses and temperature. A sodium chloride brine, the viscosity of which was controlled with this heteropolysaccharide, was hot-rolled at 80 ° C for 18 hours and its viscosity was measured at 21 ° C before and after rolling.
Er werd geen vermindering van de viscositeit vastgesteld.No decrease in viscosity was observed.
Hieruit blijkt de hoge afschuifstabiliteit van de onderhavige 8403833 * <; - 6 - heteropolysaccharide. Een op basis van calciumchloride samengestelde boorvloeistof die HEC (hydroxyethylcellulose), de uit Pseudomonas sp. NCIB 11592 verkregen heteropolysaccharide en calciumcarbonaat bevatte, werd gebruikt voor het boren van het 5 produktiegat van een olieput in het Noorse Troll-veld. Er deden zich geen spoelingtechnische problemen voor en produktieproeven wezen uit dat de put nagenoeg niet aangetast was.This shows the high shear stability of the present 8403833 *; - 6 - heteropolysaccharide. A drilling fluid based on calcium chloride that contains HEC (hydroxyethyl cellulose), which is derived from Pseudomonas sp. NCIB 11592 containing heteropolysaccharide and calcium carbonate obtained was used to drill the production well of an oil well in the Norwegian Troll field. No flushing problems arose and production tests showed that the well was virtually unaffected.
Bovendien was de produktiviteit van de put veel hoger dan bij de tien putten die met gebruikmaking van andere spoeling- 10. systemen eerder in dat veld waren geboord.In addition, the productivity of the well was much higher than that of the ten wells previously drilled in that field using other flushing systems.
Zoals eerder opgemerkt, kunnen boorvloeistoffen tal van verschillende stoffen bevatten. De in de werkwijze volgens de uitvinding te gebruiken boorvloeistof bevat bij voorkeur naast de uit Pseudomonas sp. NCIB 11592 verkregen heteropolysaccharide 15 ten minste één additief voor het tegengaan van spoelingverlies, ten minste één verdunningsmiddel, ten minste één verzwarings-middel en/of ten minste één zout.As noted earlier, drilling fluids can contain many different substances. The drilling fluid to be used in the method according to the invention preferably contains, in addition to the one from Pseudomonas sp. NCIB 11592 obtained heteropolysaccharide 15, at least one mud loss control additive, at least one diluent, at least one weighting agent and / or at least one salt.
Bijzonder geprefereerde voorbeelden van deze materialen zijn bentoniet, zwaarspaat, één of meer' andere polymeren, één of 20 meer stijfseis, één of meer lignosulfonaten, gips, dolomiet en/of loog. De in de onderhavige werkwijze te gebruiken boorvloeistof heeft een gehalte aan heteropolysaccharide verkregen uit Pseudomonas sp. NCIB 11592 dat tussen ruime grenzen kan variëren. Bij voorkeur bevat de boorvloeistof 0,1-10 kg hetero-25 polysaccharide/1000 kg vloeistof.Particularly preferred examples of these materials are bentonite, heavy spar, one or more other polymers, one or more stiffness requirement, one or more lignosulfonates, gypsum, dolomite and / or caustic. The drilling fluid to be used in the present process has a heteropolysaccharide content obtained from Pseudomonas sp. NCIB 11592 which can vary between wide limits. Preferably, the drilling fluid contains 0.1-10 kg of hetero-25 polysaccharide / 1000 kg of fluid.
De uitvinding zal thans nader worden toegelicht aan de hand van het volgende voorbeeld, doch is daartoe geenszins beperkt. VOORBEELDThe invention will now be further elucidated by means of the following example, but is by no means limited thereto. EXAMPLE
Er werden zowel gruisinkapselings- als triaxiale schalie- it 30 proeven uitgevoerd op de relatief watergevoelige Pierre-schalie. Bij de gruis-inkapselingsproeven werd een vastgestelde hoeveelheid Pierre-schaliegruis van een specifieke grootteverdeling (1,7-3,4 mm) toegevoegd aan een basisspoeling die het te beproeven polymeer bevatte. Spoeling* en schaliegruis werd gedurende it cf. Barley, H.C.H., "A laboratory Investigation of borehole stability". J. Pat. Tech., juli 1969, 883-893, Trans. ΑΙΜΕ, 246.Both grit encapsulation and triaxial shale tests were performed on the relatively water sensitive Pierre shale. In the grit encapsulation tests, a fixed amount of Pierre shale grit of a specific size distribution (1.7-3.4 mm) was added to a base rinse containing the polymer to be tested. Flushing * and shale grit was reported during "cf. Barley, H.C.H.," A laboratory Investigation of borehole stability. J. Pat. Tech., July 1969, 883-893, Trans. 246.
8403833 * - 7 - 9% d hetzij 2» hetzij 16 uur» bij 60 °C warmgewalst, waarna het percentage schaliegruis werd bepaald dat nog de oorspronkelijke grootte-verdeling had. Dit percentage wordt als "terugwinning" aangeduid. De samenstelling en eigenschappen van de basis-5 spoeling zijn in Tabel 1 vermeld.8403833 * - 7-9% d either hot rolled at 60 ° C for 2 or 16 hours, after which the percentage of shale grit still having the original size distribution was determined. This percentage is referred to as "recovery". The composition and properties of the base 5 wash are listed in Table 1.
In de standaard triaxiale schalieproef wordt een cilindervormig (diameter 50 mm» lengte 25 mm)» qua samenstelling aan de eisen aangepast schaliemonster waarin een axiaal gat met een diameter van 6 mm is aangebracht» aan een alzijdige druk 10 blootgesteld en wordt spoeling met een bepaalde snelheid door het gat gecirculeerd. Wanneer het monster als gevolg van erosie is bezweken of het axiale gat door zwelling is opgevuld» wordt de proef gestaakt. Het tijdstip en de aard van het falen worden genoteerd en de mate van erosie en het watergehalte van de 15 monsters worden bepaald. De samenstelling en eigenschappen van de spoeling» alsmede de omstandigheden waaronder deze proeven .werden uitgevoerd» zijn in Tabel 2 vermeld. In wezen ging het bij de proeven om een prestatievergelijking tussen een spoeling die gehydrolyseerd polyacrylamide (PAA) bevatte en een spoeling 20 waarin een gehydrolyseerde polyacrylamide (PAA) was vervangen door de heteropolysaccharide verkregen uit Pseudomonas sp. NCIB 11592.In the standard triaxial shale test, a cylindrical (diameter 50 mm »length 25 mm)» compositionally adapted to the requirements shale sample in which an axial hole with a diameter of 6 mm is provided »is subjected to an all-sided pressure 10 and rinsing with a certain speed circulated through the hole. If the sample has collapsed due to erosion or the axial hole has been filled by swelling, the test is stopped. The time and nature of the failure are noted and the degree of erosion and water content of the 15 samples are determined. The composition and properties of the rinse as well as the conditions under which these tests were conducted are shown in Table 2. In essence, the tests were a performance comparison between a rinse containing hydrolysed polyacrylamide (PAA) and a rinse in which a hydrolyzed polyacrylamide (PAA) was replaced by the heteropolysaccharide obtained from Pseudomonas sp. NCIB 11592.
De resultaten van de gruisinkapselingsproeven zijn in Tabel 3 vermeld. Daaruit blijkt dat de inkapselingseigenschappen van 25 de uit Pseudomonas sp. NCIB 11592 verkregen heteropolysaccharide uitstekend zijn. Vermeldenswaard is dat deze biopolymeren goede inkapselingseigenschappen aan de dag legden zonder dat sprake was van buitensporige plastische viscositeiten»The results of the grit encapsulation tests are presented in Table 3. This shows that the encapsulation properties of the Pseudomonas sp. NCIB 11592 obtained heteropolysaccharide are excellent. It is worth noting that these biopolymers exhibited good encapsulation properties without excessive plastic viscosities »
De resultaten van de triaxiale proeven zijn in Tabel 4 30- vermeld. Op het eerste gezicht lijkt het resultaat behaald met de heteropolysaccharide uit Pseudomonas sp. NCIB 11592 veel beter dan dat behaald met het PAA» doch dit vereist een nadere toelichting. De aard van het falen verschilt voor de twee polymeren. In het geval van de PAA-spoeling vindt geen erosie » » 8403833 * 1 - 8 - plaats en wordt ongeveer 5% water door de schalie geabsorbeerd, als gevolg waarvan het gat zich door zwelling sluit. PAA dringt de gezwollen schalie binnen en doet de potentieel aan erosie onderhevige schaliedeeltjes aan het oppervlak samenkitten en aan 5 de schalie-onderlaag hechten.The results of the triaxial tests are listed in Table 4-30. At first sight, the result appears to be obtained with the heteropolysaccharide from Pseudomonas sp. NCIB 11592 much better than that achieved with the PAA »but this requires further explanation. The nature of the failure differs for the two polymers. In the case of the PAA flush, no erosion takes place »» 8403833 * 1 - 8 - and about 5% water is absorbed by the shale, as a result of which the hole closes by swelling. PAA penetrates the swollen shale and causes the potentially erosive shale particles to adhere to the surface and adhere to the shale underlayer.
In het geval van spoeling die de heteropolysaccharide uit Pseudomonas sp. NCIB 11592 bevat, vindt 4% waterabsorptie en 20% erosie plaats voordat het monster bezwijkt.In the case of washing, the heteropolysaccharide from Pseudomonas sp. NCIB 11592 contains 4% water absorption and 20% erosion before the sample fails.
Een mogelijke verklaring voor de verschillende prestaties 10 van de twee produkten ligt in hun structuur. Beide zijn moleculen met lange ketens, maar de heteropolysaccharide verkregen uit Pseudomonas sp. NCIB 11592 (die uit suikereenheden bestaat) is veel lijviger als gevolg van zijn vertakte structuur. Beide moleculen hebben kennelijk de voor het binden van kleiplaatjes 15 vereiste configuratie en ladingverdeling, maar vermoedelijk voorkomt de grootte van de molecule van de heteropolysaccharide verkregen uit Pseudomonas sp. NCIB 11592 dat de saccharide het oppervlak van de schalielaag binnendringt.A possible explanation for the different performances of the two products lies in their structure. Both are long chain molecules, but the heteropolysaccharide obtained from Pseudomonas sp. NCIB 11592 (which consists of sugar units) is much more bulky due to its branched structure. Both molecules apparently have the configuration and charge distribution required to bind clays, but presumably the size of the molecule of the heteropolysaccharide obtained from Pseudomonas sp. NCIB 11592 that the saccharide penetrates the surface of the shale layer.
Deze' unieke eigenschap opent nieuwe mogelijkheden bij het 20 samenstellen van spoelingen bestemd voor het boren van aan zwelling onderhevige schalieformaties. Klemmende gaten zijn een veelvuldig voorkomend probleem bij het boren met PAA-bevattende spoeling als gevolg van het feit dat PAA de erosie van zwellende schalieformaties vermindert: PAA wordt primair aan de spoeling 25 toegevoegd voor het inkapselen van gruis. De mogelijkheid bestaat thans gebruik te maken van de heteropolysaccharide verkregen uit Pseudomonas sp. NCIB 11592, waardoor erosie van de zwellende schalies onder controle kan worden gehouden en uiteenvallen van schaliegruls kan worden voorkomen.This unique property opens up new possibilities in compounding muds for drilling swelling shale formations. Clamping holes are a common problem when drilling with PAA-containing mud due to the fact that PAA reduces erosion of swelling shale formations: PAA is added primarily to mud for encapsulation of grit. It is currently possible to use the heteropolysaccharide obtained from Pseudomonas sp. NCIB 11592, which can help control erosion of the swelling shales and prevent shale grime disintegration.
< _______ 8403833 * \ · ÏS-. φ - 9 - r 1 . ....." . ' - " ' — ......... '<_______ 8403833 * \ · ÏS-. φ - 9 - r 1. ..... "." - "" - ......... "
Zoetwater ** 8 kg/m3 carboxymethyl- Plastische viscositeit = 15 cP 0?^) cellulose 10 kg/m3 stabilose LU Zwichtpunt 1 2 3 2 Pa (YP) 1 kg/m3 paraformaldehydeFresh water ** 8 kg / m3 carboxymethyl- Plastic viscosity = 15 cP 0? ^) Cellulose 10 kg / m3 stabilose LU Blast point 1 2 3 2 Pa (YP) 1 kg / m3 paraformaldehyde
Tabel 1 - Samenstelling en eigenschappen van de voor de gruisinkapselingsproeven gebruikte basisspoeling.Table 1 - Composition and properties of the base rinse used for the grit encapsulation tests.
Zoetwater 30 kg/m3 bentoniet Alzijdige druk: 225 bar 2,15 kg/m3 polymeer Pomp snelheid: 6 1/min (effectieve concentratie) ___Fresh water 30 kg / m3 bentonite All-round pressure: 225 bar 2.15 kg / m3 polymer Pump speed: 6 1 / min (effective concentration) ___
100 kg/m3 KC1 Plastische viscositeit - 10 cP100 kg / m3 KC1 Plastic viscosity - 10 cP
Zwichtpunt 1 2,5 PaYield point 1 2.5 Pa
Tabel 2 - Samenstelling en eigenschappen van de spoeling en omstandigheden waaronder de triaxiale schalieproef werd uitgevoerd.Table 2 - Rinse composition and properties and conditions under which the triaxial shale test was performed.
8403833 ι8403833 ι
Polymeer is hetzij gehydrolyseerd polyacrylamide (PAA) of de heteropolysaccharide verkregen uit Pseudomonas sp. NCIB 11592.Polymer is either hydrolyzed polyacrylamide (PAA) or the heteropolysaccharide obtained from Pseudomonas sp. NCIB 11592.
22
Plastische viscositeit is gedefinieerd op blz. 735 van het boek "Drilling and drilling fluids" door 6.V. Chilingarian en P. Varabutr (Elsevier Scientific Publishing Company 1981).Plastic viscosity is defined on page 735 of the book "Drilling and drilling fluids" by 6.V. Chilingarian and P. Varabutr (Elsevier Scientific Publishing Company 1981).
33
Zwichtpunt is gedefinieerd op blz. 740 van bovengenoemd boek.The yield point is defined on page 740 of the above book.
- 10 - * * Λ- -5- * ρ* 9 βθ Ό -S· Ο >. Οι cm cm *- 10 - * * Λ- -5- * ρ * 9 βθ Ό -S · Ο>. Cmι cm cm *
* --V* --V
> pu sr m m ι-ι cu u cm m <-t> pu sr m m ι-ι cu u cm m <-t
•s^ W• s ^ W
B <u 9 μ 3-¾ 8-¾ 3-« * ............... > to O CM ιΛ f3 «% I *» m οι ο ο ο oB <u 9 μ 3-¾ 8-¾ 3- «* ...............> to O CM ιΛ f3«% I * »m οι ο ο ο o
,-x -H S CM CM-x -H S CM CM
8-S W8-S W
w μ OWw μ OW
5 W (U5 W (U
60 90 in O 00 Ed 43 B ov oo «η H M3 B --- c -----60 90 in O 00 Ed 43 B ov oo «η H M3 B --- c -----
HH
& W B& W B
00 9 9 3 3 co cm m ^ > u μ as oo m vo oi (U cm o) w e_. W (0 ^________ Η 9 3-« 3« 3-200 9 9 3 3 co cm m ^> u μ as oo m vo oi (U cm o) w e_. W (0 ^ ________ Η 9 3- «3« 3-2
9 0 «η O CM9 0 «η O CM
ai 43 £ » I * ** H 0) OS 00 00ai 43 £ I * ** H 0) OS 00 00
μ 00 Wμ 00 W.
' cu Λ U g μ η ο 43'cu Λ U g μ η ο 43
W WW W
3 oo m in I I 9 m -w- 3 * a e β - e aS--oo a> o > s > 0 S η ai3 oo m in I I 9 m -w- 3 * a e β - e aS - oo a> o> s> 0 S η ai
__. O * Μ O__. O * Μ O
--μ 9 gw ra cu s <u 5 a.--μ 9 gw ra cu s <u 5 a.
0 9 9 H w 010 9 9 H w 01
B 00 > 9 β g HB 00> 9 β g H
ο β ιμροο)«ς<;_>Γ-) s H T? 01 9 (0 OI rH W μ 00 000149ο β ιμροο) «ς <; _> Γ-) s H T? 01 9 (0 OI rH W μ 00 000 149
•β TS >% 01 90) β *H O• β TS>% 01 90) β * HO
H 9 Η 9 C 49 "W CO COH 9 Η 9 C 49 "W CO CO
μ 01 O (3. H Oμ 01 O (3. HO
M9M3, 9' ^ £ 9M9M3, 9 '^ £ 9
e J3 cu M — 0) 0) He J3 cu M - 0) 0) H
h a cm 93 .OB 3 9h a cm 93 .OB 3 9
> y μ as μ β H N W H> y μ as μ β H N W H
ή 9 w in oi oo . S Sw 9 w in oi oo. S S
H 9 9 >—I 0) O Η Ό μ O 9H 9 9> —I 0) O Η Ό μ O 9
μ >> —h co οι vo 9 ι-ι BBBB Ο Ό Hμ >> —h co οι vo 9 ι-ι BBBB Ο Ό H
43 Η Β >» Ό W Τ» Tl T! Ti *0 .2 y ο ® Β η μ f-j oo u S £ £ £ Ό w w 09 CU.00HOË H H «0 01 O 01UW9 rO 01 <0 OS O O O W 00 0) ca μ μ g 9) H 13 9 m ·ί H ^ 91¾43 Η Β> »Ό W Τ» Tl T! Ti * 0 .2 y ο ® Β η μ fj oo u S £ £ £ Ό ww 09 CU.00HOË HH «0 01 O 01UW9 rO 01 <0 OS OOOW 00 0) ca μ μ g 9) H 13 9 m H H ^ 91¾
OlJti >s Sn B 1¾ N N N -i MWOlJti> s Sn B 1¾ N N N -i MW
μ W · 43 W 0) B »*- 25 01 0) O. 0) U 9 9 W 43 9 ΕΠ > 9 C5 9 H >_____2-^μ W43 W 0) B »- 25 01 0) O. 0) U 9 9 W 43 9 ΕΠ> 9 C5 9 H> _____ 2- ^
Cq fS P3Or fS P3
---SB 9 B--- SB 9 B
IS s > oi μ μ μ μ 9 w 00 Μ 9 9 01 >009IS s> oi μ μ μ μ 9 w 00 Μ 9 9 01> 009
S 3 S μ ai BWS 3 S μ ai BW
45-9 iH £ · < OT «3 W 00 Η H45-9 iH £ · <OT «3 W 00 Η H
HO en W 9 >V < g g g B 40 9 tl μ r- 00 99 H p* w w w H -h 9 OO. CM B 3¾ O W H 01 a I H PO CU H s piHO and W 9> V <g g g B 40 9 tl μ r- 00 99 H p * w w w H -h 9 OO. CM B 3¾ O W H 01 a I H PO CU H s pi
9 Ό Pu H VO 3 N9 Ό Pu H VO 3 N
9 00 < 01 -l I >H g I9 00 <01 -1 I> H g I
HO) O 9 43 9 0 B O. 9 en Mf 9 > 9 9 g ·· -· 430) μ 9 μ Η Η 03<Η 00 9Η01ΙΙ01 0) .,„2 Β01Ο3 3.944 43 Ο II II -5 90S 0) 9 9 -Κ 9 μ Ο 9 < μ I μ_OT_S3 Β * Η Ρ. g I -Η CM Η -a- * η 8403833 1 _____HO) O 9 43 9 0 B O. 9 and Mf 9> 9 9 g ·· - · 430) μ 9 μ Η Η 03 <Η 00 9Η01ΙΙ01 0)., “2 Β01Ο3 3,944 43 Ο II II -5 90S 0 ) 9 9 -Κ 9 μ Ο 9 <μ I μ_OT_S3 Β * Η Ρ. g I -Η CM Η -a- * η 8403833 1 _____
Claims (4)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB8400640 | 1984-01-11 | ||
| GB08400640A GB2152552B (en) | 1984-01-11 | 1984-01-11 | Process for drilling a well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NL8403833A true NL8403833A (en) | 1985-08-01 |
Family
ID=10554811
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NL8403833A NL8403833A (en) | 1984-01-11 | 1984-12-18 | METHOD FOR DRILLING A WELL. |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| AU (1) | AU3764685A (en) |
| CA (1) | CA1232900A (en) |
| DE (1) | DE3500525A1 (en) |
| GB (1) | GB2152552B (en) |
| IT (1) | IT1182341B (en) |
| NL (1) | NL8403833A (en) |
| NO (1) | NO850093L (en) |
| OA (1) | OA07931A (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4743383A (en) * | 1986-11-24 | 1988-05-10 | Phillips Petroleum Company | Drilling fluid additives for use in hard brine environments |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3988246A (en) * | 1974-05-24 | 1976-10-26 | Chemical Additives Company | Clay-free thixotropic wellbore fluid |
| GB1591313A (en) * | 1976-08-09 | 1981-06-17 | Brinadd Co | Wellbore fluids and dry mix additive packages for use in such fluids |
| GB1546560A (en) * | 1978-02-10 | 1979-05-23 | Texaco Development Corp | Viscous aqueus polysaccaride solutions and oil recovery process |
| CA1173771A (en) * | 1980-05-21 | 1984-09-04 | Roger E. Cripps | Fluid displacement with heteropolysaccharide solutions, and the microbial production of heteropolysaccharides |
-
1984
- 1984-01-11 GB GB08400640A patent/GB2152552B/en not_active Expired
- 1984-12-18 NL NL8403833A patent/NL8403833A/en not_active Application Discontinuation
-
1985
- 1985-01-07 CA CA000471582A patent/CA1232900A/en not_active Expired
- 1985-01-08 IT IT67012/85A patent/IT1182341B/en active
- 1985-01-09 DE DE19853500525 patent/DE3500525A1/en not_active Withdrawn
- 1985-01-09 NO NO850093A patent/NO850093L/en unknown
- 1985-01-11 OA OA58504A patent/OA07931A/en unknown
- 1985-01-14 AU AU37646/85A patent/AU3764685A/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE3500525A1 (en) | 1985-08-14 |
| GB8400640D0 (en) | 1984-02-15 |
| IT8567012A0 (en) | 1985-01-08 |
| IT8567012A1 (en) | 1986-07-08 |
| AU3764685A (en) | 1985-09-12 |
| GB2152552B (en) | 1987-08-05 |
| OA07931A (en) | 1987-01-31 |
| NO850093L (en) | 1985-07-12 |
| CA1232900A (en) | 1988-02-16 |
| GB2152552A (en) | 1985-08-07 |
| IT1182341B (en) | 1987-10-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3747681A (en) | Hydraulic fracturing process using polyethylene oxide based fracturing fluid | |
| AU2002365886B2 (en) | Acid soluble, high fluid loss pill for lost circulation | |
| EP2245105B1 (en) | Viscoelastic surfactant based wellbore fluids and methods of use | |
| FR2716928A1 (en) | Method and water-based fluid using hydrophobically modified cellulosic derivatives as a filtrate reductant | |
| CA2974512C (en) | Polymeric viscosifiers for use in water-based drilling fluids | |
| CA1121145A (en) | Drilling fluid containing crosslinked polysaccharide derivative | |
| USH385H (en) | Shale coagulating low solids drilling fluid | |
| WO2019175792A1 (en) | Drilling fluid system for controlling loss circulation | |
| CN106661929B (en) | Water-based wellbore servicing fluid containing high temperature fluid loss control additives | |
| CA2326714C (en) | New and improved drilling fluids and additives therefor | |
| US3251768A (en) | Drilling muds and similar fluids | |
| JPS6164783A (en) | Thickened solid non-containing aqueous brine and thickening of heavy solid non-containing aqueous brine | |
| JPS60199192A (en) | New application of squlero glucan in treatment of oil well and oil drilling equipment | |
| WO2020051204A1 (en) | High-performance treatment fluid | |
| WO2001088058A2 (en) | Non-pyruvylated xanthan in oil field applications utilizing high density calcium-based brines | |
| US10215008B2 (en) | Polymeric metal crosslinker for shear tolerant fracturing fluid application | |
| EA032091B1 (en) | Triggerable lost circulation material and method of use thereof | |
| EP1348751A1 (en) | Aqueous-based oil well drilling fluids containing high amylose starch polymers | |
| RU2230092C2 (en) | Drilling muds | |
| NL8403833A (en) | METHOD FOR DRILLING A WELL. | |
| US20050003968A1 (en) | Drilling fluids | |
| GB2550664A (en) | Environmental gelling agent for gravel packing fluids | |
| US11118104B2 (en) | Clay control additive for wellbore fluids | |
| RU2742433C1 (en) | Composition for clay-free biopolymer drilling muds | |
| CN112218932B (en) | Drilling fluid and application thereof |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A85 | Still pending on 85-01-01 | ||
| BV | The patent application has lapsed | ||
| BV | The patent application has lapsed |