NO123770B - - Google Patents
Download PDFInfo
- Publication number
- NO123770B NO123770B NO169871A NO16987167A NO123770B NO 123770 B NO123770 B NO 123770B NO 169871 A NO169871 A NO 169871A NO 16987167 A NO16987167 A NO 16987167A NO 123770 B NO123770 B NO 123770B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- casing
- pipe
- borehole
- drilling
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 62
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 46
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 32
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 31
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 24
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 23
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 15
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 claims description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 claims description 10
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 claims description 9
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 6
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 claims description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims 4
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 34
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 24
- 150000004804 polysaccharides Chemical class 0.000 description 18
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 15
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 14
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 14
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 14
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical group O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- WQZGKKKJIJFFOK-SVZMEOIVSA-N (+)-Galactose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-SVZMEOIVSA-N 0.000 description 8
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 7
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 7
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 7
- -1 hawthorn mannan Chemical class 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 6
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 6
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 5
- 229920000057 Mannan Polymers 0.000 description 5
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 5
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 150000002772 monosaccharides Chemical group 0.000 description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 3
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 3
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 2
- 125000003423 D-mannosyl group Chemical group C1([C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 2
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- JCIIKRHCWVHVFF-UHFFFAOYSA-N 1,2,4-thiadiazol-5-amine;hydrochloride Chemical compound Cl.NC1=NC=NS1 JCIIKRHCWVHVFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000144927 Aloe barbadensis Species 0.000 description 1
- 235000002961 Aloe barbadensis Nutrition 0.000 description 1
- 241001278826 Amorphophallus Species 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 1
- 240000006304 Brachychiton acerifolius Species 0.000 description 1
- 235000017399 Caesalpinia tinctoria Nutrition 0.000 description 1
- 235000017764 Cercidium floridum Nutrition 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 235000009917 Crataegus X brevipes Nutrition 0.000 description 1
- 235000013204 Crataegus X haemacarpa Nutrition 0.000 description 1
- 235000009685 Crataegus X maligna Nutrition 0.000 description 1
- 235000009444 Crataegus X rubrocarnea Nutrition 0.000 description 1
- 235000009486 Crataegus bullatus Nutrition 0.000 description 1
- 235000017181 Crataegus chrysocarpa Nutrition 0.000 description 1
- 235000009682 Crataegus limnophila Nutrition 0.000 description 1
- 240000000171 Crataegus monogyna Species 0.000 description 1
- 235000004423 Crataegus monogyna Nutrition 0.000 description 1
- 235000002313 Crataegus paludosa Nutrition 0.000 description 1
- 235000009840 Crataegus x incaedua Nutrition 0.000 description 1
- 125000003436 D-mannopyranosyl group Chemical group [H]OC([H])([H])[C@@]1([H])OC([H])(*)[C@@]([H])(O[H])[C@@]([H])(O[H])[C@]1([H])O[H] 0.000 description 1
- 229920002581 Glucomannan Polymers 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- SRBFZHDQGSBBOR-OWMBCFKOSA-N L-ribopyranose Chemical compound O[C@H]1COC(O)[C@@H](O)[C@H]1O SRBFZHDQGSBBOR-OWMBCFKOSA-N 0.000 description 1
- 229920000161 Locust bean gum Polymers 0.000 description 1
- 240000004658 Medicago sativa Species 0.000 description 1
- 235000017587 Medicago sativa ssp. sativa Nutrition 0.000 description 1
- OVRNDRQMDRJTHS-UHFFFAOYSA-N N-acelyl-D-glucosamine Natural products CC(=O)NC1C(O)OC(CO)C(O)C1O OVRNDRQMDRJTHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OVRNDRQMDRJTHS-FMDGEEDCSA-N N-acetyl-beta-D-glucosamine Chemical compound CC(=O)N[C@H]1[C@H](O)O[C@H](CO)[C@@H](O)[C@@H]1O OVRNDRQMDRJTHS-FMDGEEDCSA-N 0.000 description 1
- 244000063675 Orchis mascula Species 0.000 description 1
- 241000596451 Parkinsonia Species 0.000 description 1
- 240000003444 Paullinia cupana Species 0.000 description 1
- 235000000556 Paullinia cupana Nutrition 0.000 description 1
- 241000206607 Porphyra umbilicalis Species 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 241000219100 Rhamnaceae Species 0.000 description 1
- 240000004808 Saccharomyces cerevisiae Species 0.000 description 1
- 241000533293 Sesbania emerus Species 0.000 description 1
- 244000046101 Sophora japonica Species 0.000 description 1
- 235000010586 Sophora japonica Nutrition 0.000 description 1
- 241000388430 Tara Species 0.000 description 1
- SNQRRLKFPLYCGM-UHFFFAOYSA-N [Na].C(C)OS(=O)(=O)OCC Chemical compound [Na].C(C)OS(=O)(=O)OCC SNQRRLKFPLYCGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000000783 alginic acid Substances 0.000 description 1
- 235000010443 alginic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229920000615 alginic acid Polymers 0.000 description 1
- 229960001126 alginic acid Drugs 0.000 description 1
- 150000004781 alginic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000011399 aloe vera Nutrition 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N arabinose Natural products OCC(O)C(O)C(O)C=O PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229960004365 benzoic acid Drugs 0.000 description 1
- SRBFZHDQGSBBOR-UHFFFAOYSA-N beta-D-Pyranose-Lyxose Natural products OC1COC(O)C(O)C1O SRBFZHDQGSBBOR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AEMOLEFTQBMNLQ-UHFFFAOYSA-N beta-D-galactopyranuronic acid Natural products OC1OC(C(O)=O)C(O)C(O)C1O AEMOLEFTQBMNLQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 1
- FNAQSUUGMSOBHW-UHFFFAOYSA-H calcium citrate Chemical compound [Ca+2].[Ca+2].[Ca+2].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O FNAQSUUGMSOBHW-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 239000001354 calcium citrate Substances 0.000 description 1
- 229940043430 calcium compound Drugs 0.000 description 1
- 150000001674 calcium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- AEMOLEFTQBMNLQ-YBSDWZGDSA-N d-mannuronic acid Chemical compound O[C@@H]1O[C@@H](C(O)=O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O AEMOLEFTQBMNLQ-YBSDWZGDSA-N 0.000 description 1
- BUACSMWVFUNQET-UHFFFAOYSA-H dialuminum;trisulfate;hydrate Chemical compound O.[Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O BUACSMWVFUNQET-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 230000007071 enzymatic hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006047 enzymatic hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- BEFDCLMNVWHSGT-UHFFFAOYSA-N ethenylcyclopentane Chemical compound C=CC1CCCC1 BEFDCLMNVWHSGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 1
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 1
- 229960003082 galactose Drugs 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 229940046892 lead acetate Drugs 0.000 description 1
- VLOJXAQYHIVPFI-UHFFFAOYSA-H lead(2+);diacetate;tetrahydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Pb+2].[Pb+2].[Pb+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O VLOJXAQYHIVPFI-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 239000000711 locust bean gum Substances 0.000 description 1
- 235000010420 locust bean gum Nutrition 0.000 description 1
- 125000000311 mannosyl group Chemical group C1([C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 229950006780 n-acetylglucosamine Drugs 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001133 paullinia cupana hbk gum Substances 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 229940096826 phenylmercuric acetate Drugs 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 235000021309 simple sugar Nutrition 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 150000003388 sodium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 1
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 1
- IZWPGJFSBABFGL-GMFCBQQYSA-M sodium;2-[methyl-[(z)-octadec-9-enoyl]amino]ethanesulfonate Chemical compound [Na+].CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)N(C)CCS([O-])(=O)=O IZWPGJFSBABFGL-GMFCBQQYSA-M 0.000 description 1
- HIEHAIZHJZLEPQ-UHFFFAOYSA-M sodium;naphthalene-1-sulfonate Chemical compound [Na+].C1=CC=C2C(S(=O)(=O)[O-])=CC=CC2=C1 HIEHAIZHJZLEPQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000004334 sorbic acid Substances 0.000 description 1
- 235000010199 sorbic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229940075582 sorbic acid Drugs 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000017105 transposition Effects 0.000 description 1
- 235000013337 tricalcium citrate Nutrition 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/601—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation using spacer compositions
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)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)
Description
Fremgangsmåte ved sementering av borehull.
Foreliggende oppfinnelse vedrører.en fremgangsmåte ved sementering av borehull som er forsynt med et langsgående rør. Oppfinnelsen angår - fjerning av borslam før støping i borehullet, og andre operasjoner for klargjøring av borehull-, hvor en fjerning av borevæsker er fordelaktig og ønsket. Særlig vedrører oppfinnelsen en behandling av borehull som benytter en viskøs væske for fjerning av borslam og lignende stoffer fra borehullet.
I oljeindustrien anvendes fremgangsmåten f.eks. i forbindelse med faststøping av fdringsrør i borehull som er boret med slam.
Ved semehtstøpingsoperasjoner i borehull .hvor borevæsk-ene kommer i kontakt med sementoppslemming, er det ikke uvanlig at se menten kanaliserer og/eller blander seg med borevæsken, hvilket gir en støp med lav styrke og en ufullstendig sementhylse omkring forings-røret. Dette kan resultere i væskekommunikasjon mellom forskjellige soner som gjennomtrenges av borehullet, og sekundær-behandlinger som utføres på borehullet, gir liten virkning, på grunn av kanalisering inn i ikke-produserende soner eller lag. Fagfolk på området kjenner betydningen av å ha et fullstendig og sterkt sementhyIster omkring rør-foringen, hvor sementhylsteret fester til både foringsrørene og bore-formasjonen, for å hindre at behandlingsvæske trenger inn i ikke-produserende lag.
Det er foreslått mange væsker for fjerning av borslam
og behandlingsmetoder, med vekslende hell, for fjerning av borevæsker før faststøping av borerør i oljeboringer og lignende. Slike væsker som fjerner slam er i oljeindustrien kalt utskyllingsvæsker (preflushes). Det har vært vanlig å benytte utskyllingsvæsker som skulle nedsette borevæskens viskositet ved fortynning og/eller ved hjelp av kjemiske dispergeringsmidler, og få borevæsken til å strømme i turbulent tilstand og med lavere hastigheter enn hvis borevæskens viskositet ikke var nedsatt. Ved disse metoder har man ikke tatt noen forholdsregler for å hindre at utskyllingsvæsken blander seg verken med borevæsken og/eller sementoppslemmingen. Det er enighet om at når sementoppslemmingen blandes med borevæsken, vil den ferdigherdede blanding av sement og borevæske ha lavere trykkfasthet og bruddstyrke enn ferdig-herdet sement av utelukkende-sementoppslemming. Man vet også at tynne væsker lett vil kanalisere gjennom en mer viskøs væske. Under boring av hull oppstår ofte hullutvidelser på grunn av egenskapene i de fjell-formasjoner som man støter på under boringen. Ved' den tidligere an-vendte teknikk har tynne utskyllingsvæsker ikke- effektivt kunne fjerne borevæsker fra slike utvidede partier, fordi, utskyllingsvæsken kanaliserer gjennom den mer viskøse borevæske.
Således kreves en mer virksom utskyllingsvæske, og mer spesielt, en utskyllingsvæske som effektivt vil fjerne borevæske ved varierende strømningsbetingelser og utformninger av borehullet som inneholder borevæsken.
En hensikt" med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en forbedret fremgangsmåte for utskylling og fjerning av boreslam før innføring av sementoppslemming i et borehull, for faststøping av rør i hullet. En annen av oppfinnelsens hensikter er å fremlegge en forbedret metode for fortrengning av borslam fra borehull. Enda en hensikt med oppfinnelsen er å tilveiebringe en metode for utskylling som benytter en utskyllingsvæske som danner en viskøs film mellom bore-slammet og utskyllingsvæsken, og en annen viskøs film mellom utskyllingsvæsken og sementoppslemmingen. Et ytterligere formål er å tilveiebringe en utskyllingsmetode som benytter en væske som inneholder et fuktemiddel for bedre binding av sementen til foringsrøret og/eller borehull-formasjonens overflate. Et annet formål er å fremlegge en fremgangsmåte som vil skure og/eller erodere boreslam-filterkaken fra borehull-formasjonens overflate, slik at sementoppslemmingen kommer i direkte kontakt med denne overflate.. Enda en hensikt er å tilveiebringe en metode som benytter en utskyllingsvæske som har et lavt væsketap, slik at væsken ikke blir borte i porøse formasjoner, dvs. at utskyllingsvæsken vil holde seg i det dannede ringformede mellomrom mellom rørforingen og borehullet, og ikke tapes i boreformasjonene.
Den viskøse film som dannes mellom boreslam-met og utskyllingsvæsken og mellom utskyllingsvæsken og sementoppslemmingen former seg etter brønnboringen til enhver tid, og fjerner borevæsker fra utvidede borepartier. Disse viskøse filmer vil virke effektivt over et stort område av strømningsbetingelser. I henhold til en foretrukken fremgangsmåte, tilsettes kjemikalier som f.eks. fuktemidler, til utskyllingsvæskene, for hensiktsmessig å fukte både foringsrøret og formasjonen for å oppnå bedre sementbinding.
Ifølge foreliggende oppfinnelse, er det således tilveie-bragt en fremgangsmåte ved sementering av borehull som er forsynt med et langsgående rør, hvor det tilveiebringes et ringformet mellomrom mellom røret-og borehullveggen,■idet borehullet inneholder en søyle av borslam, kjennetegnet.ved at det dannes en utskyllingsvæske omfattende vann, et polysakkarid og et kryssbindemiddel for polysakkaridet, utskyllingsvæsken sirkuleres ned gjennom røret og i kontakt med borslammet, et sementeringsmateriale sirkuleres ned gjennom røret og i kontakt med utskyllingsvæsken, utskyllingsvæske blir fortsatt sirkulert ned gjennom røret for å fortrenge nevnte søyle av borslam opp gj.ennom, det ringformede . mellomrom og for å anbringe sementeringsmaterialet mellom røret og borehullveggen, sirkuleringen stoppes, og ved at sementeringsmaterialet får anledning til å herdes.
Utskyllingsvæsken kan også omfatte et utfellingsmiddel for leire som finnes;i borsøylen, et fuktemiddel, et middel som ned-setter væsketap, eller en kombinasjon av to eller tre av.disse stoffer. Disse midler, spesielt leire-utfellingsmidlet, eller leire-flokkuler- ingsmidlet, forårsaker dannelsen av en viskøs film eller et sjikt i en begrenset sone mellom borslammet og utskyllingsvæsken, eller i en begrenset sone mellom utskyllingsvæsken og sementoppslemmingen. Slike viskøse filmer eller sjikt er meget virksomme ved å hindre blanding av borslammet og utskyllingsvæsken, og av utskyllingsvæsken og sementoppslemmingen, ved pumping av væskene i borehullet.
Om ønsket, kan man tilsette forskjellige andre midler
til utskyllingsvæsken. Por eksempel kan man tilsette et baktericid for å drepe eventuelle skadelige bakterier. Videre kan man tilsette et stoff som fjerner oksygen eller andre skadelige korroderende gasser. Videre kan det være ønskelig å tilsette korrosjohshindrende midler for å nedsette eller forhindre korrodering av metalldeler som kommer i kontakt med utskyllingsvæsken. Videre kan man tilsette forbindelser som øker utskyllingsvæskens egenvekt.
De polysakkarider hvorfra utskyllingsvæskene i henhold til foreliggende oppfinnelse fremstilles, er glykaner inneholdende monosakkaridenheter med nabostående cis-hydroksylgrupper bundet til sukker-ringstrukturen. Slike grupper, i motsetning til hydroksylgrupper som står i nabostilling til hverandre i trans-stilling, er meget-ømfintlige for oksydasjon og utsettes for en utstrakt komplisert kryss-bindingsreaksjon med et stort antall flerverdige kation-kryssbindingsmidler. Disse reaksjoner muliggjør en rask fremstilling av polysakkarid-utskyllingsvæsker av den type som brukes i henhold til oppfinnelsen. Monosakkaridenheter med nabostående cis-hydroksylgrupper omfatter D-mannose, D-mannuronsyre og D-mannopyranose. Glykaner med slike enheter kan være homoglykaner eller heteroglykaner. Typiske■homogly-kaner er 1,4'-D-mannose-lineær-polysakkarider som steinnøttmannan, tre-mannan, og salep-mannan, 1,4'-D-mannuronsyre-lineær-polysakkarider som algininsyre, 1,2'-, 1,3'- og 1,6'-D-mannose-forgrehede-polysakkarider som mannan fra gjær, forgrenede polysakkarider av 1,4'-D-mannose som mannan fra Porphyra umbilicalis, og andre D-mahnose-polysakkarider som mannokarolose. Heteroglykaner inneholdende nabostående cis-hydroksylgrupper omfatter 1,4'- og 1,6'-D-galaktose og D-mannose-polysakkarider som guaran og Johannesbrødgummi, glukomannaner■som f.eks. fremstilt fra Amorphophallus og Aloe vera, galaktomannanér som f.eks. fra endospermer av korstorn, flammetre, kaffebønner- fra Kentucky, palo-verde, tara, blå lucern, huizache og Sophora japonica, D-arabinose- og D-mannose-polysakkarider, polysakkarider av D-glukose, D-mannose og D-galaktose, og polysakkarider av D-galaktose, D-mannose og N-acetyl-D- glukosamin. Man vil forstå at ikke alle ovenstående stoffer er like virksomme for oppfinnelsens formål, men at noen av dem vil være over-legne. De beste polysakkarider for foreliggende formål omfatter, ga-laktomannaner fra vegetabilske kilder. Ved hydrolyse gir disse stoffer to enkle sukkere, mannose og galaktose. Analyser har angitt at de er langkjedede polymere av D-mannopyranoseenheter bundet sammen ved beta-1,4-stilling, og med D-galaktopyranoseenheter anordnet som kjeder på molekylet. D-galaktopyranoseenhetene er forbundet med Cg-atomer i D-mannoseenheten som utgjør hovedstrukturen. Forholdet mellom D-galaktose og D-mannose i galaktomannanene ligger mellom ca. 1:1.2 og 1:2 avhengig av den spesielle plantekilde som forbindelsen er avledet fra. I alle tilfeller har mannoseresten imidlertid cis-hydroksylgrupper i C^- og C^-stilling, hvilket er årsaken til de egenskaper ved galaktomannanene som gjør.dem egnet for foreliggende oppfinnelses formål.
I de senere år har guarfrø dyrket i de sydvestre deler. av U.S.A., gitt opphav til mye av den galaktomannan som markedsføres. Fordi guarfrø-produktet kan fåes fra en rekke firmaer relativt billig, er galaktomannan fra denne plantekilde spesielt foretrukket for denne oppfinnelse, og produktet kalles guargummi.
Polysakkarider fremstilt av monosakkaridenheter med nabostående cis-hydroksylgrupper danner viskøse, kolloidale oppløs-ninger når de hydreres i vann.' De viskositeter som oppnås avhenger av hydratiseringstiden, oppløsningens temperatur, konsentrasjonen av polysakkarid i oppløsning, pH-verdien, oppløsningens ionestyrke og den type omrøring som anvendes. Den galaktomannan og lignende polysakkarider som brukes i foreliggende oppfinnelse, lar seg forene med na-triumklorid og lignende salter over et stort konsentrasjonsområde, og derfor kan naturlig saltvann brukes istedenfor vanlig vann, for fremstilling av de kolloidale oppløsninger som brukes ved oppfinnelsens fremgangsmåte.
Siden vandige oppløsninger av polysakkarider vil få lavere viskositet med tiden og få øket temperatur på grunn av gjæring og enzymatisk hydrolyse, kan oppløsningen stabiliseres ved (1) å øke opp-løsningens pH og (2) tilsette organiske konserveringsmidler. En liten mengde natriumhydroksyd vil effektivt øke. pH, slik at blandingen stabiliseres. Egnede organiske konserveringsmidler for dette bruk er formaldehyd, klorerte fenolforbindelser,. fenylkvikksølvacetat, benzo-syre og sorbinsyre.
Øket viskositet i vandige oppløsninger av galaktomannan
og andre polysakkarider som inneholder nabostående' cis-hydroksylgrupper kan oppnås ved å benytte et kryssbindingsmiddel. Stoffer som - kan brukes, omfatter kalsiumklorid, kalsiumcitrat, blyacetat, basisk blyacetat, aluminiumsulfat, boraks, borsyre og forbindelser som i opp-løsning gir borationer. Noen av disse flerverdige kryssbindingsmidler er imidlertid følsomme for oppløsningens pH, og hvis pH er for stor eller for lav, kan det dannes en felling.
De fleste borslamtyper inneholder montmorillonittleire.
Denne leire kan utfell.es eller flokkuleres ved å tilsette slike stoffer som natriumforbindelser, kalsiumforbindelser og andre forbindelser som gir kationer i vandig oppløsning. Det er funnet at kalsiumklorid som er billig og lett tilgjengelig, har best virkning for flokkulering av leire.
Når leirene, som f.eks. montmorillonittleire, utfelles eller flokkuleres i borslammet ved hjelp av kalsiumklorid i en vandig oppløsning av et polysakkarid, dannes en sterkt viskøs væskefilm i en smal sone i sammenstøtsflaten mellom borslammet og den vandige oppløs-ning. Selv om filmen åpenbart har en høy viskositet, er den meget
tiksotropisk.
Det. finnes mange egnede fuktemidler. for bruk i henhold til oppfinnelsen. De fleste overflateaktive midler som brukes i såpe-industrien er virksomme ved å fukte overflater med vann, når kjemi-kaliene er i vandig oppløsning. Foretrukne fuktemidler er de produk-ter som dannes ved reaksjonen som foregår under varme og trykk mellom oktylfenol eller nonylfenol og etylenoksyd. Forholdet mellom reak-tantene er: 1 mol oktylfenol eller nonylfenol til omkring 4 til 17 mol etylenoksyd, fortrinnsvis ca. 10 mol etylenoksyd. Reaksjonsproduktene er vannoppløselige fuktemidler som fjerner oljefilmer fra foringsrøret og boreveggen og dispergerer olje i utskyllingsvæsken, slik at man får oljefrie overflater som sementoppslemmingen vil bindes godt til. Et fuktemiddel som er meget virksomt for foreliggende formål,, er det pro-duktsom dannes ved reaksjon mellom ett mol oktylfenol og 10 mol etylenoksyd (hvilket produkt selges under betegnelsen "NOPCO PE 90").
Andre egnede fuktemidler er:
Natriummetyloleyltaurat.
Natriumdietylsulforavsyre.
Modifisert kokosnøtt-fettsyrealkylamid.
Propylert naftalensulfonsyre-natriumsalt. Di/_ 2-etylheksyl7-ester av natriumsulforavsyre.
Det foreligger et stort antall forbindelser som vil nedsette væsketapet, som kan tilsettes utskyllingsvæskene i henhold til oppfinnelsen. Disse stoffer foreligger i form av findelte,faste stoffer som vil danne et belegg på de mer eller mindre porøse eller gjen-nomtrengelige jordlagsformasjoner som omgir borehullet. Dette belegg eller sjikt vil nedsette eller forhindre utskyllingsvæsken fra å tren-ge inn i formasjonens porer og på denne måten mistes. Et foretrukket stoff av denne type er silisiumoksydmel, spesielt silisiumoksydmel med en partikkelstørrelse på under 200 mesh (U.S. Sieve Series). Andre findelte partikkelformede stoffer som lar seg anvende i foreliggende fremgangsmåte er gilsonitt, barittalk og lignende, fortrinnsvis med en partikkelstørrelse på mellom 150 mesh og 250 mesh (U.S. Sieve Series).
Eksempel I
I henhold til en foretrukken utførelse inneholder utskyllingsvæsken følgende bestanddeler i angitte mengder:
Vann - 3600 liter
Guargummi - 23 kg
Kalsiumklorid - 36 kg
Borsyre - 13.5 kg
Reaksjonsprodukt mellom.1 mol oktylfenol og 10 mol
etylenoksyd - 19 liter Silisiumoksydmel (under 200 mesh) - l80 kg.
Utskyllingsvæsken fremstilles ved å innføre vannet i en blandetank. Vannet omrøres og guargummien tilsettes langsomt. Man fortsetter rør-ing inntil guargummien hydrerer, hvilket vanligvis tar 10 til 15 minutter ved en temperatur på omkring 20°C. Derpå tilsettes silisium-oksydmelet, og blandingen omrøres til den er jevn. Deretter tilsettes kalsiumkloridet og omrøringen fortsettes inntil blandingen igjen er jevn. Så tilsettes borsyren under fortsatt omrøring. Tilslutt tilsettes nevnte reaksjonsprodukt og omrøringen fortsettes i 5 til 10 minutter. Blanderekkefølgen av bestanddelene er ikke avgjørende, men guargummien bør tilsettes og få hydratisere før borsyren tilsettes. På denne måte fremstilles 3800 liter utskyllingsvæske. Man fremstiller større eller mindre mengder på samme måte ved å bruke tilsvarende mengder bestanddeler.
De angitte mengdeforhold i eksempel I kan varieres, uten å gå utenfor oppfinnelsen. På basis av 3600 liter vann. kan mengden av de andre komponenter i utskyllingsvæsken for praktiske formål ligge
innenfor følgende områder:
Galaktomannan (dvs. guargummi) - 4.5 - 90 kg Kryssbindingsmiddel (dvs..borsyre) - 2.3 - 27 kg ,Leireflokkuleringsmiddel - 9 - 180 kg
(dvs. kalsiumklorid)
Fuktemiddel (dvs. reaksjonsprodukt - 7-5 - 45 liter mellom 1 mol oktylfenol og 10 mol
etylenoksyd)
Stoff som forhindrer væsketap - 4.5 - 450 kg.
(dvs. silisiumoksydmel)
Vanligvis må mengden kryssbindingsmiddel økes med mengden galaktomannan.
I California boret man et borehull med en borespiss på 30.63 cm i en dybde på 300 meter. Man nedførte foringsrør med dia-meter 24.05 cm i borehullet, hvor foringsrøret strakk seg fra.jordoverflaten ned til ca. 1/2 meter over bunnen. Foringsrøret var åpent i bunnen og øverst forbundet med pumpeutstyr. Borehullet og forings-røret inneholdt borslam, som veide 1.13 g per cm^, og gikk fra bunnen av borehullet opp til jordoverflaten.
Man fremstilte 1900 liter utskyllingsvæske ifølge eksempel I. Dette volum utskyllingsvæske ble pumpet inn fra foringsrørets topp og i direkte kontakt med øvre del av borslamsøylen i foringsrøret. Etterhvert som utskyllingsvæsken ble pumpet ned i foringsrøret, for-trengte den borslammet, og presset den ned i foringsrøret og opp i det ringformede rom mellom foringsrøret og borehullveggen, og presset en del av borslammet ut fra ringspaltens topp.
Man beregnet at det ville gå med 9000 liter sementoppslemming for å fylle det ringformede rom mellom foringsrøret og borehullveggen. Denne mengde sementoppslemming pluss et lite overskudd ble blandet og pumpet inn i øvre del av foringsrøret i kontakt med toppen av utskyllingsvæsken som sto i foringsrøret". Man fortsatte pumpingen for å fortrenge væskene nedover i foringsrøret og tvinge dem opp i den ringformede spalte og ut ved toppen av ringspalten. Når all. sementoppslemmingen var pumpet 'inn i toppen av foringsrøret, fortsatte man med innpumping av en fortrengningsvæske for å tvinge all sementoppslemmingen fra foringsrøret inn i ringspalten, for å fylle denne . med. sementoppslemming, ved fortrengning av resten av .borevæsken og utskyllingsvæsken fra borehullet gjennom toppen av ringspalten. Når dette var gjort ble pumpingen stoppet og sementoppslemmingen .fikk her-de, slik at foringsrøret ble sementert til borehullveggen. Man be-merket en meget ren skillesone mellom borslam og utskyllingsvæske når disse væsker kom ut ved ringspaltens topp. Man observerte også en meget ren separasjonssone mellom utskyllingsvæsken og sementoppslemmingen når denne sone kom opp ved ringspaltens topp. Etter at sementen hadde avbundet seg, senket man ned en innretning som prøvde se-mentbindingen til foringsrøret, hvilket ga opplysning om en utmerket binding mellom foringsrøret og det omgivende sementhylster i hele leng-den..
Ovenstående sementeringsoperasjon er utelukkende ment som illustrasjon på en fremgangsmåte som omfatter fortrengning, av borslam fra et borehull, ved hjelp av utskyllingsvæske i henhold til oppfinnelsen. Borslam som skal fjernes, kan være frisk eller kan ha stått i borehullet i flere år. Fortrengning av borslammet kan skje for andre formål enn for å faststøpe foringsrør i borehullet. F.eks. kan oppfinnelsen utføres når man ønsker å ta ut foringsrør fra et borehull, hvor foringsrøret står nedi borslam i borehullet.
Alt avhengig av forhold som borehullets tilstand og røret, sammensetningen av borslammet i røret og av sementoppslemmingen, hvis den brukes, kan en eller flere av de andre bestanddeler enn vann og galaktomannan sløyfes fra utskyllingsvæsken som er oppført i eksempel I. Hvis borslammet, hvilket er tilfelle med enkelte oljehol-dige slam, ikke inneholder noen leire som krever å felles ut eller flokkuleres, kan kalsiumkloridet utelates. Hvis borehullveggen og foringsrøret er uten oljefilm, er det vanligvis ikke nødvendig å bruke noe fuktemiddel. Hvis jordformasj.onene som er gjennomboret av borehullet, er relativt uporøse, og man ikke venter noe stort væsketap, kan man utelate bruk av silisiumoksydmel eller annet materiale som skal hindre væsketap.
Selv kryssbindingsmidlét kan utelates under visse be-tingelser. Hvis borsø£len i seg selv inneholder en tilstrekkelig konsentrasjon av kryssbindingsmiddel, vil kryssbindingsmidlét i borslammet reagere med guargummien eller lignende forbindelse som finnes i utskyllingsvæsken under.kryssbinding av guargummien og dannelse av et tykt, viskøst, tiksotropt sjikt i den sone eller lag hvor søylen og utskyllingsvæsken støter sammen og blandes. I de tilfeller hvor borslammet inneholder en effektiv mengde kryssbindingsmiddel, hvilket ofte er tilfelle, kreves intet kryssbindingsmiddel i utskyllingsvæsken.
På samme måte inneholder sementoppslemmingen vanligvis kryssbindingsmidler i tilstrekkelig konsentrasjon til å kryssbinde guargummien i den begrensede sone hvor sementoppslemmingen blander seg med utskyllingsvæsken. Dette gjelder spesielt for de vanligvis an-vendte oppslemminger av Portlandsement, som er alkaliske og inneholder ioniserte kalsiumsalter. På denne måte kan det være unødvendig å tilsette kryssbindingsmiddel i utskyllingsvæsken bare i den hensikt å danne et-viskøst, tiksotropt væskesjikt mellom utskyllingsvæsken og sementoppslemmingen. Eksempel II
Man fremstiller en utskyllingsvæske,ved langsomt å tilsette 73 kg pulverisert guargummi til 3800 liter vann i en blandetank. Væsken omrøres kontinuerlig ettersom guargummien tilsettes.
Etter at all guargummi er tilsatt, ., fortsettes røring i
et tilstrekkelig tidsrom til at guargummien hydratiseres, mellom 10
og 30 minutter. På denne, .måte får man en tykk oppløsning av guargummi i vann, hvilken oppløsning er egnet for fortrengningsoperasjoner ifølge foreliggende fremgangsmåte. Denne utskyllingsvæske er spesielt egnet hvor slammet selv inneholder de tilstrekkelige kryssbindingsmidler og er fri for flokkulerbar leire, og hvor man ikke behøver å fjerne oljefilmer fra borehullveggen og foringsrøret, og hvor væsken ikke vil tapes i noen vesentlig grad gjennom de omgivende boref.orma-sjoner.
Claims (5)
1. Fremgangsmåte ved sementering av borehull som er forsynt
.med et langsgående rør, hvor det tilveiebringes et ringformet mellomrom mellom røret og borhullvéggen, idet borehullet inneholder en søyle av borslam,karakterisert vedat det dannes en utskyllingsvæske omfattende vann, et polysakkarid og et kryssbindemiddel for polysakkaridet, utskyllingsvæsken sirkuleres ned gjennom røret og i kontakt med borslammet, et sémenteringsmateriale sirkuleres ned gjennom røret og i kontakt med utskyllingsvæsken, utskyllingsvæsken blir fortsatt sirkulert ned gjennom røret for å fortrenge nevnte søyle av borslam opp gjénnom'det' ringformede mellomrom og for å anbringe sementeringsmaterialet mellom røret og borehullveggen, sirkuleringen stoppes, og ved at sementeringsmaterialet får anledning til å herdes.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at det som polysakkarid anvéndes et vegetabilsk galaktomannan.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at det som polysakkarid anvendes et galaktomannan avledet fra guarfrø.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at det anvendes en utskyllingsvæske som også inneholder et flokkuleringsmiddel for leire.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 13karakterisertved at det anvendes et utskyllingsmiddel som også inneholder et flokkuleringsmiddel for leire og et fuktemiddel.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US582528A US3411580A (en) | 1966-09-28 | 1966-09-28 | Mud removal method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO123770B true NO123770B (no) | 1972-01-10 |
Family
ID=24329502
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO169871A NO123770B (no) | 1966-09-28 | 1967-09-26 |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US3411580A (no) |
AT (1) | AT274708B (no) |
DE (1) | DE1291305B (no) |
GB (1) | GB1169055A (no) |
NL (1) | NL152333B (no) |
NO (1) | NO123770B (no) |
Families Citing this family (43)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3653441A (en) * | 1970-06-03 | 1972-04-04 | Shell Oil Co | Process for cementing well bores |
US3688845A (en) * | 1971-03-08 | 1972-09-05 | Mobil Oil Corp | Well cementing method employing an oil base preflush |
US3720266A (en) * | 1971-04-07 | 1973-03-13 | Cities Service Oil Co | Method of deep well cementing |
US3866683A (en) * | 1974-02-01 | 1975-02-18 | Union Oil Co | Method for placing cement in a well |
US3884302A (en) * | 1974-05-29 | 1975-05-20 | Mobil Oil Corp | Well cementing process |
US4207194A (en) * | 1977-06-17 | 1980-06-10 | The Dow Chemical Company | Chemical wash with fluid loss control |
US4124075A (en) * | 1977-12-19 | 1978-11-07 | Mobil Oil Corporation | Use of oil-wetting spacers in cementing against evaporites |
US4453598A (en) * | 1982-09-20 | 1984-06-12 | Singer Arnold M | Drilling mud displacement process |
US4528102A (en) * | 1981-10-13 | 1985-07-09 | Oliver Jr John E | Chemically cleaning aqueous fluid of insoluble solids |
EP0103779A3 (en) * | 1982-09-20 | 1985-01-09 | John E. Oliver | Removing contaminates from a well fluid and well system |
US4588445A (en) * | 1982-12-17 | 1986-05-13 | Oliver John E | Eliminating drilling mud solids from surface well equipment |
US4548271A (en) * | 1983-10-07 | 1985-10-22 | Exxon Production Research Co. | Oscillatory flow method for improved well cementing |
US4588032A (en) * | 1984-08-09 | 1986-05-13 | Halliburton Company | Fluid spacer composition for use in well cementing |
FR2570753B1 (fr) * | 1984-09-25 | 1986-12-12 | Schlumberger Cie Dowell | Nouvelles applications du scleroglucane comme fluide de nettoyage des conduites d'installations petrolieres |
US4671357A (en) * | 1984-09-28 | 1987-06-09 | Exxon Production Research Co. | Method of cementing a casing in a borehole |
US4591443A (en) * | 1984-11-08 | 1986-05-27 | Fmc Corporation | Method for decontaminating a permeable subterranean formation |
US5877127A (en) * | 1991-07-24 | 1999-03-02 | Schlumberger Technology Corporation | On-the-fly control of delayed borate-crosslinking of fracturing fluids |
US5681796A (en) * | 1994-07-29 | 1997-10-28 | Schlumberger Technology Corporation | Borate crosslinked fracturing fluid and method |
US5501276A (en) * | 1994-09-15 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Drilling fluid and filter cake removal methods and compositions |
US5950731A (en) * | 1997-11-05 | 1999-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for breaking viscosified fluids |
FR2771444B1 (fr) * | 1997-11-26 | 2000-04-14 | Schlumberger Cie Dowell | Amerioration du placement de coulis de ciment dans les puits en presence de zones geologiques contenant des argiles gonflantes ou de restes de boue contenant des argiles |
NL1009356C2 (nl) * | 1998-06-09 | 1999-12-10 | Cooperatie Cosun U A | Werkwijze voor het voorkomen van afzetting bij de winning van olie. |
US6983798B2 (en) * | 2003-03-05 | 2006-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and fluid compositions for depositing and removing filter cake in a well bore |
WO2005061647A1 (de) * | 2003-12-19 | 2005-07-07 | Wtb Biotech Gmbh | Mehrkomponenten-bindemittel und deren verwendung |
US8505630B2 (en) * | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating spacer fluids and methods of use |
US9023150B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
US8672028B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement |
US9809737B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use |
US9006155B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
US8281859B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size |
US8505629B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
US8950486B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use |
US8307899B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging and abandoning a well using compositions comprising cement kiln dust and pumicite |
US9150773B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising kiln dust and wollastonite and methods of use in subterranean formations |
US8522873B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
US8609595B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for determining reactive index for cement kiln dust, associated compositions, and methods of use |
US9051505B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
US8555967B2 (en) * | 2005-09-09 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for evaluating a boundary between a consolidating spacer fluid and a cement composition |
US9676989B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions comprising cement kiln dust and tire-rubber particles and method of use |
US7645722B2 (en) * | 2006-05-30 | 2010-01-12 | Intevep, S.A. | Aloe derived scale inhibitor |
US8039421B2 (en) * | 2006-05-30 | 2011-10-18 | Intevep, S.A. | Process using aloe for inhibiting scale |
US7670994B1 (en) * | 2007-06-13 | 2010-03-02 | Catalyst Partners, Inc. | Method for treating oil and gas wells |
CN102399545B (zh) * | 2011-12-06 | 2013-12-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油井冲砂洗井剂 |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2322484A (en) * | 1940-09-20 | 1943-06-22 | Stanolind Oil & Gas Co | Method for removing mud sheaths |
US3086938A (en) * | 1958-09-02 | 1963-04-23 | Dow Chemical Co | Drilling mud removal |
US3215634A (en) * | 1962-10-16 | 1965-11-02 | Jersey Prod Res Co | Method for stabilizing viscous liquids |
US3291211A (en) * | 1963-09-11 | 1966-12-13 | Mobil Oil Corp | Cementing of wells in an earth formation |
FR1443071A (fr) * | 1963-09-24 | 1966-06-24 | Waldhof Zellstoff Fab | Procédé de fabrication de produits destinés à régler la viscosité et à assurer la rétention de l'eau des solutions pour évacuation des débris de forage |
US3319715A (en) * | 1965-02-17 | 1967-05-16 | Dow Chemical Co | Polysaccharide b-1459 and mg(oh) in brines used in well treatments |
-
1966
- 1966-09-28 US US582528A patent/US3411580A/en not_active Expired - Lifetime
-
1967
- 1967-09-18 GB GB42414/67A patent/GB1169055A/en not_active Expired
- 1967-09-22 DE DEB94599A patent/DE1291305B/de active Pending
- 1967-09-26 NO NO169871A patent/NO123770B/no unknown
- 1967-09-27 AT AT876567A patent/AT274708B/de active
- 1967-09-28 NL NL676713198A patent/NL152333B/xx unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US3411580A (en) | 1968-11-19 |
NL152333B (nl) | 1977-02-15 |
AT274708B (de) | 1969-09-25 |
DE1291305B (de) | 1969-03-27 |
GB1169055A (en) | 1969-10-29 |
NL6713198A (no) | 1968-03-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO123770B (no) | ||
US9328285B2 (en) | Methods using low concentrations of gas bubbles to hinder proppant settling | |
US8853135B2 (en) | Method for treating wellbore in a subterranean formation with high density brines and complexed metal crosslinkers | |
Fink | Oil field chemicals | |
NO303699B1 (no) | FremgangsmÕte for frakturering av en utvalgt underjordisk formasjon | |
MX2013009561A (es) | Composicion y metodo para el tratamiento de pozos en una formacion subterranea con fluidos polimericos reticulantes. | |
AU2004201127B2 (en) | Viscous well treating fluids and methods | |
NO326894B1 (no) | Fremgangsmater for okning av produksjonsfluidstrommene fra en undergrunnsformasjon ved fjerning av en polysakkaridholdig filterkake eller polysakkaridholdig odeleggende fluid. | |
EP0727009A1 (en) | Well cleanout system and method | |
GB2205340A (en) | Method for production of a foam for hydraulic fracturing | |
WO2021025857A1 (en) | Weighted fluid loss control pill for completion & workover operations | |
WO2020051204A1 (en) | High-performance treatment fluid | |
US5209297A (en) | Method of drilling through a high temperature formation | |
US20180305600A1 (en) | Exothermic reactants for use in subterranean formation treatment fluids | |
US4518568A (en) | System to produce a brine-based drilling fluid | |
US10982126B2 (en) | Chemical packer composition and methods of using same for isolation of water/gas zones | |
US20190010383A1 (en) | Self-degradable diverters for propped fracture acidizing | |
RU2170753C2 (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
US20120028853A1 (en) | Drilling fluid, drilling fluid additive, methods of making and using, such fluid and additive, methods of operating a well | |
RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
US11078399B2 (en) | Dry blend pre-flush and spacer package and method for mixing and injecting a pre-flush and spacer on-the-fly to clean a subterranean well | |
US20240150639A1 (en) | Wellbore servicing fluid and methods of making and using same | |
US11732180B1 (en) | Treatment composition including a polylactic acid for a well and method relating thereto | |
US20240067867A1 (en) | Friction Reducers, Fluid Compositions and Uses Thereof | |
RU2365611C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения и промывки скважин и способ его приготовления |