NO136845B - Leirfri borefluid. - Google Patents
Leirfri borefluid. Download PDFInfo
- Publication number
- NO136845B NO136845B NO4351/73A NO435173A NO136845B NO 136845 B NO136845 B NO 136845B NO 4351/73 A NO4351/73 A NO 4351/73A NO 435173 A NO435173 A NO 435173A NO 136845 B NO136845 B NO 136845B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- starch
- clay
- polyvinyl alcohol
- fluid loss
- magnesium
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 46
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 46
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 33
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 19
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 229910001860 alkaline earth metal hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910000287 alkaline earth metal oxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 3
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 description 21
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 18
- CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L Magnesium sulfate Chemical compound [Mg+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 16
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 12
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 8
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 8
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 235000019341 magnesium sulphate Nutrition 0.000 description 8
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 229920002261 Corn starch Polymers 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 6
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000008120 corn starch Substances 0.000 description 6
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 6
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 6
- 229910052943 magnesium sulfate Inorganic materials 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 5
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 5
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 5
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 5
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 5
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 5
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 4
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 4
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 3
- 240000003183 Manihot esculenta Species 0.000 description 3
- 235000016735 Manihot esculenta subsp esculenta Nutrition 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 241000209140 Triticum Species 0.000 description 3
- 235000021307 Triticum Nutrition 0.000 description 3
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 3
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 3
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 229920001592 potato starch Polymers 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 238000006136 alcoholysis reaction Methods 0.000 description 2
- 150000003868 ammonium compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 1
- 150000001341 alkaline earth metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229940043430 calcium compound Drugs 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 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
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 150000002681 magnesium compounds Chemical class 0.000 description 1
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- PALNZFJYSCMLBK-UHFFFAOYSA-K magnesium;potassium;trichloride;hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-].[Cl-].[K+] PALNZFJYSCMLBK-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000010534 mechanism of action Effects 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229920002866 paraformaldehyde Polymers 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 1
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
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)
- Biological Depolymerization Polymers (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
Abstract
Leirfri borefluid.
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrorer leirfrie vandige borefluider omfattende sjbvann eller et saltholdig medium og som utviser lavt fluidtap selv etter bruk ved hbye temperaturer .
Bronnboringsoperasjoner foretas under anvendelse av forskjellige borefluider hvorav noen kan være på oljebasis og andre kan være vandige eller olje-vann-emulsjoner. En hoved-type av slam på vannbasis er leire-vann-slam hvor det typisk anvendes kromlignosulfonater eller lignende ligninderivater i kombinasjon med et tungt metall for oppnåelse av de nbdvendige reologiske egenskaper. Andre slamtyper på vannbasis er leirefritt sjbvannsslam hvori det er benyttet en kombinasjon av jordalkaliske forbindelser, typisk kalsium- eller magnesium-forbindelser, i saltopplbsning som kan være dannet ut fra sjbvann. Disse slamtyper er bkologisk fordelaktige fordi de unn-går bruken av giftige tungmetallsalter og man får ikke problem-er med å opprettholde leire-suspensjonssystemet. Disse slamtyper omfattende sjbvann og jordalkaliske forbindelser kan også gjbres helt syreopploselige ved å benytte et egnet egenvektsforbkende middel, f.eks. jernoksyd.
Typiske sjbvanns-boreslam er beskrevet i tysk patent 4nr. 1.020.585 og også i US-patent nr. 3.878.110. Videre vedrorer US-patent nr. 2.856.256 et magnesiumhydroksydslam som kan være formulert som et leirefritt sjbvannsslam, skjbnt bruken av leire er omtalt i dette patent.
Ved preparering av et leirefritt slam av denne type, er det imidlertid nbdvendig å bruke additiver som vil sbrge for at man får et minimum fluidtap fra borehullet til den formasjon som bores, dvs. slik at migreringen av vannet i slammet fra borehullet til formasjonen som bores blir holdt ved et minimum. I leireslam bidrar leiren til dannelsen av en filterkake på veggene i borehullet og dette motsetter seg fluidtap. I leirfrie slam har det imidlertid vært nbdvendig å benytte materialer som regulerer fluidtap for å holde fluidtapet ved b'nskede nivåer.
Det har lenge vært kjent å bruke forskjellige stivelsestyper i slam på vannbasis for dette formål. Syntetiske polymermaterialer slik som ureaharpiks har også vært benyttet. Disse sistnevnte materialer er imidlertid betraktelig mer kost-bare.
Stivelse har en god virkning når det gjelder å redu-sere fluidtapet i leirfrie slam ved vanlige temperaturer. Men de stivelser som har vært benyttet kan ikke motstå hbyere temperaturer, f.eks. temperaturer mellom 121 og 177°C, og deres regulerende egenskaper med hensyn til fluidtap forsvinner ved temperaturer i dette området. Under disse forhold er det nbdvendig å tilsette stivelse kontinuerlig for å holde fluidtap-ene på godtagbare lave nivåer. Ved temperaturer i den ovre del av nevnte område og over dette, taper nyttevirkningen til stivelsen seg hurtig.
Ved de boreoperasjoner som foretas idag, borer man som regel dypere brbnner enn tidligere og de hbyere temperaturer som derved forekommer i borehullet representerer problem-er når det gjelder bruken av konvensjonelle stivelser som midler for hindring av fluidtap i leirfrie slam av typen sjbvann/- saltopplbsning. Selv om det kan fremstilles spesielle stivel-seskombinasjoner som gir en temmelig god temperaturmotstands-evne, er det meget bnskelig å komme frem til en mer standardi-sert metode for oppnåelse av leirfrie slam hvor fluidtapet er lavt ved hbye temperaturer.
Ifblge foreliggende oppfinnelse er det tilveiebragt en leirfri borefluid omfattende et jordalkalimetalloksyd eller -hydroksyd opplost i en saltopplbsning og inneholdende stivelse som et fluidtapsregulerende middel, og denne borefluid er kjennetegnet ved at den inneholder 5,7 - 28,6 g/l av en polyvinylalkoholpolymer med en viskositet på 55 - 65 centipois målt som en 4% vandig opplbsning ved 20°C, for opprettholdelse av bnskede fluidtapsegenskaper ved forhbyede temperaturer på 177°C eller mer.
Det er foretrukket at polyvinylalkoholpolymeren er
minst 85% alkoholisert..
Den angitte mengde vannopplbselig polyvinylalkoholpolymer i et leirfritt slam sammen med stivelse gir god fluid-tapsregulering ved anvendelse av varierende stivelsestyper,
som ellers ikke ville være akseptable for bruk i leirfrie slam. Materialet kan sammenblandes med stivelsen for bruk for oppnåelse av et additiv for sjbvannsslam som er ferdig til bruk.
De leirfrie sjbvannsslam hvori foreliggende bore- - fluid anvendes er beskrevet i US-patent nr. 3.878.110. Disse sjbvannsslam omfatter i alminnelighet et jordalkalimetalloksyd eller -hydroksyd (når det gjelder hydroksydene så kan magnesiumhydroksyd anvendes for slike slamsystemer, men kalsiumhydroksyd alene synes ikke å være tilfredsstillende; kalsiumoksyd kan anvendes og dolomitisk ulesket kalk,som er en blanding av kalsium- og magnesiumoksyd, kan også benyttes), kombi-nert med magnesiumsalter slik som magnesiumklorid, magnesiumsulfat og/eller magnesiumkarbonat i en saltopplbsning som typisk inneholder kalium- og magnesiumsalter opplost i fersk-vann eller saltvann. Magnesiumkarbonatet kan anvendes i form av dolomitt eller dolomitisk kalksten som inneholder både mag-nesiumkarbonat•og kalsiumkarbonat. Kalsiumsulfat eller gips er en annen typisk komponent i disse slamtyper. Fagmannen velger saltinnholdet slik at man får en minimal kasting eller bevegelse i de skiferformasjoner som bores.
De leirfrie slamtyper kjennetegnes i alminnelighet ved at de inneholder magnesiumoksyd og/eller kalsiumoksyd eller magnesiumoksyd i kombinasjon med en eller flere forbindelser av magnesium, vanligvis magnesiumsulfat, magnesiumklorid, og/eller magnesiumkarbonat i en saltopplbsning. Slammet har vanligvis en pH-verdi i området 8,8 - 9,5 og kan reguleres med kalsiumhydroksyd. I noen formasjoner benyttes også en ammoni-umforbindelse slik som ammoniumklorid, se f.eks. US-patent nr. 2.856.256. Hvis dolomitt benyttes for tilveiebringelse av magnesiumkarbonat, vil kalsiumkarbonat også være tilstede. Stivelse er også tilstede som et fluidtapsadditiv. Det kan benyttes forskjellige stivelser hvilket skal omtales nærmere i det nedenstående. Typiske stivelser som benyttes er maisstivelse, potetstiyelse, tapiokamel og lignende. Slammene kan også inneholde andre standardadditiver slik som egenvektsforbkende midler, additiver for ekstreme trykk, skumhindrende midler, biocider og lignende.
Polyvinylalkohol er en vannopplbselig polymer som fremstilles ved alkoholyse av polyvinylacetat. Alkoholyse-graden kan variere og gir polymerer med forskjellige egenskaper. Polymerer som er 85 - 87% alkoholisert kan anvendes ved foreliggende oppfinnelse. Det er imidlertid foretrukket å benytte fullstendig hydrolyserte polyvinylalkoholpolymerer som i det minste er alkoholisert i en grad av omkring 96%. Det er spesielt foretrukket å benytte superhydrolysert polyvinylalkohol som er alkoholisert i en grad av minst 99%.
Disse polyvinylalkoholer synes å virke slik at de beskytter stivelsen i borefluiden ved hbye temperaturer, skjbnt polymerenes nbyaktige virkningsmekanisme i sammensetningen er ikke helt ut forstått. Det synes som om polyvinylalkoholen ikke gir gode fluidtapsegenskaper når stivelse ikke er tilstede.
Polyvinylalkoholpolymerens molekylvekt reflekteres av dens viskositet, og som nevnt anvendes ifblge foreliggende oppfinnelse polyvinylalkoholer med viskositet på 55 - 65 eps. målt som en 4% vandig opplbsning ved 20°C. Disse materialer har en molekylvekt i området på minst ca. 170.000 til over 200.000.
Polyvinylalkoholen anvendes i borefluidene i små mengder tilstrekkelig til å gi stabilisering ved forhbyet temperatur til den benyttede stivelse. Mengden kan således variere avhengig av den stivelse som benyttes og stivelsens tendens til å tape sin effektivitet ved de angjeldende temperaturer. I alminnelighet anvendes fra ca. 5,7 til ca. 28,6 g polyvinylalkohol pr. liter borefluid. Ved hbyere konsentrasjoner opptrer et gummiaktig polymermateriale når slamprbver testes for fluidtap i en filterpresse. Virkningen av slike konsentrasjoner på borehullet under aktuelle operasjoner er imidlertid ikke kjent. Hvis ytterligere mengder stivelse tilsettes til fluiden for å bekjempe fluidtap, kan tilsvarende små mengder av polyvinylalkoholen tilsettes samtidig.
Det er funnet at polyvinylalkohol kan anvendes med en mengde forskjellige stivelser. Selv om hvetemel f.eks. ikke har vært funnet å være nyttig alene som fluidtapsmiddel i leirfrie borefluider, så utviser hvetemel i kombinasjon med polyvinylalkohol tilfredsstillende fluidtapsregulerende egenskaper ved en temperatur på opptil omkring 121°C. De stivelser som anvendes vil fortrinnsvis inneholde kommersielt tilgjengelig maisstivelse, potetstivelse, tapiokamel og lignende..Fagmannen vil innse at man naturligvis også kan benytte blandinger av stivelser. Disse stivelser er typisk pregelatinerte stivelser som er opplbselige i kaldt vann. Det skal imidlertid påpekes at forskjellige kommersielt fremstilte stivelser er tilgjengelige og deres bruk. er vel etablert innen teknikken.
I leirfrie slam ifolge oppfinnelsen er stivelsen typisk tilstede i mengder på fra omkring 28,6 til 85,6 g pr. liter borefluid. Det kan naturligvis benyttes mindre stivelse dersom man bnsker en storre grad av fluidtap i slammet. Stivelsen anvendes i pulverform og blandes fortrinnsvis fysisk med den granulære polyvinylalkohol for tilsetningen til slam-systemet. Bruk av polyvinylalkoholen vil muliggjbre opprettholdelse av lave fluidtap ved temperaturer på 177°C.
En ytterligere forbedring av den termiske stabilitet for systemet kan ifblge oppfinnelsen oppnås ved å blande polyvinylalkoholen med urea for inkorporeringen i stivelsen. Urea-granuler brukes i mengder på fra ca. 1 til 10 vektdeler urea pr. 10 vektdeler polyvinylalkohol. Ved tilsetning av urea er det funnet at det kan prepareres slam under anvendelse av stivelse som fluidtapshindrende middel og at man kan opprettholde et lavt fluidtap ved temperaturer på opptil 193°C.
Det er foretrukket å fremstille et leirefritt sjbvannsslam hvortil stivelse og polyvinylalkohol kan tilsettes, under anvendelse av fblgende forbindelser (i gram pr. liter vann).
BLANDING A (Sjbvann)
102,6 g dolomitt (dolomitisk kalksten)
12,8 g kalsiumoksyd, magnesiumoksyd eller blanding derav
(f.eks. dolomitisk ulesket kalk)
12,8 g gips
42,6 g magnesiumsulfat (epsomsalter)
42,6 g kaliumklorid
BLANDING B (Sjbvann)
134 g dolomitt (dolomitisk kalksten)
11,4 g gips
11,4 g kalsiumoksyd, magnesiumoksyd eller blanding derav
(f.eks. dolomitisk ulesket kalk)
154 g magnesiumklorid
171 g magnesiumsulfat (epsomsalter)
42,6 g kaliumklorid
102,6 g natriumklorid
De ovenfor angitte blandinger er bare eksempler og det skal nevnes at det kan fremstilles forskjellige blandinger under anvendelse av blandinger av jordalkalimetallforbind-elser i saltvannsopplbsninger som eksemplifisert ovenfor. Blanding B ovenfor inneholder en hby konsentrasjon av opplost salt i saltopplosningen og er egnet for boring i formasjoner med hbyt saltinnhold (f.eks. karnalitt, bischofitt osv.).
Disse eksempelvise slamtyper kan derfor i alminnelighet karakteriseres ved et innhold på 30 - 70 vektprosent dolomitt (fortrinnsvis inneholdende minst ca. 35 vektprosent magnesiumkarbonat), 20 - 60 vektprosent magnesiumsulfat, magnesiumklorid eller blandinger derav, ca. 3-10 vektprosent kalsiumoksyd, magnesiumoksyd, magnesiumhydroksyd eller blandinger .derav i en saltopplbsning. Andre tidligere kjente slamtyper formuleres under anvendelse av magnesiumoksyd alene eller med ammoniumforbindelser, eller under anvendelse av magnesiumoksyd eller -hydroksyd med andre magnesiumsalter slik som magnesiumsulfat eller magnesiumklorid. Andre additiver kan tilsettes som nevnt ovenfor. Spesielt med hensyn til stivelse i slam kan f.eks. biocider anvendes for å hindre bakterieangrep, paraformaldehyd kan tilsettes for å inhibere fermentering og lignende. Andre variasjoner vil være åpenbare for en fagmann.
Fblgende eksempler illustrerer oppfinnelsen:
I de fblgende eksempler ble det fremstilt slamprbver for oppnåelse av ekvivalenter til 33,75 kg av Blanding A ovenfor i sjbvann. Det ble benyttet flere forskjellige kommersielt tilgjengelige stivelser: Stivelse A - tapiokastivelse av hby kvalitet Stivelse B - maisstivelse som er opplbselig i kaldt
vann
Stivelse C - maisstivelse som sveller i kaldt vann Stivelse D - modifisert anionisk maisstivelse som er
opploselig i kaldt vann
Stivelse E - pregeldannet hvetemel
Stivelse F - vannopploselig maisstivelse
Stivelse G - vannopploselig maismel
Stivelse H - potetstivelse
Blanding I - blanding av 60 vekt-% stivelse F, 20
vekt-% stivelse A og 20 vekt-% stivelse
H.
Etter fremstilling ble hver prove testet for til-synelatende viskositet, plastisk viskositet, gelstyrke og flytegrense.
Provenes reologi ble ikke uheldig påvirket ved for-andringene i stivelsestype eller tilsetning av polyvinylalkohol. Hver prove ble eldet i 17 timer i rullende beholdere under anvendelse av API hbytemperatur-hbytrykks-fluidtaps-metoden (HT-HP).
De benyttede polyvinylalkoholer hadde fblgende egenskaper :
PV-1: 99 + % hydrolysert, hby viskositet
PV-2: 99 + % hydrolysert, middels viskositet
PV-3: 98 % hydrolysert, middels viskositet
PV-4: 87 % hydrolysert, hby viskositet
Fra disse eksempler fremgår det at man ved riktig valg av stivelser kan oppnå relativt gode fluidtapsegenskaper opp til temperaturer omkring 121°C (eksempel 5). Blanding I gir temmelig gode fluidtapsegenskaper opp til temperaturer på 149°C Det er imidlertid tydelig at ved tilsetning av polyvinylalkohol forbedres" stivelsenes temperaturbestandighet be-tydelig. Ved temperaturer over 149°C virker ikke stivelses-blandingene godt nok med mindre tilstrekkelig polyvinylalkohol er tilstede (sammenlign eksemplene 12 og 14.
I eksempel 16 ble det oppdaget en gummiaktig poly-merrest etter hoytemperatur-hbytrykks-fluidtapsforsbket. Mengden av stivelse i eksempel 16 var imidlertid mindre enn mengden av polyvinylalkohol og en okning i mengden av stivelse har derfor en tendens til å eliminere denne forekomst. Ifblge de ovenfor angitte eksempler så kan bruken av polyvinylalkohol med hby viskositet gi gode fluidtapsegenskaper til en mengde forskjellige stivelser og kan, spesielt ved tilsetning av urea, gi et preparat av et leirfritt slam temmelig lave fluidtapsegenskaper ved temperaturer på opptil 149°C.
Siden formålet med oppfinnelsen er å tilveiebringe en borefluid som ikke krever tilstedeværelsen av leire som en nbdvendig komponent, er betegnelsen "leirfri" benyttet for å beskrive en slik fluid. Det skal imidlertid forstås at leire fra en formasjon som bores kan komme inn i borefluidsystemet under selve boreoperasjonen. Den heri definerte borefluid vil fremdeles være godt egnet så lenge vektmengden av leiren ikke overskrider omkring 20% av systemet.
Claims (2)
1. Leirfri borefluid omfattende et jordalkalimetalloksyd eller -hydroksyd opplost i en saltopplbsning og inneholdende stivelse som et fluidtapsregulerende middel, karakterisert ved at sammensetningen inneholder 5,7 - 28,6 g/l av en polyvinylalkoholpolymer med en viskositet på 55 - 65 centipois målt som en 4% vandig opplbsning ved 20°C, for opprettholdelse av bnskede fluidtapsegenskaper ved for-hbyde temperaturer på 177°C eller mer.
2. Borefluid ifblge krav 1, karakterisert ved at polyvinylalkoholpolymeren er minst 85% alkoholisert.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US306856A US3872018A (en) | 1972-11-15 | 1972-11-15 | Water loss additive for sea water mud comprising an alkaline earth oxide or hydroxide, starch and polyvinyl alcohol |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO136845B true NO136845B (no) | 1977-08-08 |
| NO136845C NO136845C (no) | 1977-11-16 |
Family
ID=23187168
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO4351/73A NO136845C (no) | 1972-11-15 | 1973-11-13 | Leirfri borefluid. |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US3872018A (no) |
| CA (1) | CA1021552A (no) |
| FR (1) | FR2206375A1 (no) |
| GB (1) | GB1448240A (no) |
| IE (1) | IE38439B1 (no) |
| IT (1) | IT997660B (no) |
| NL (1) | NL160868C (no) |
| NO (1) | NO136845C (no) |
Families Citing this family (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3988246A (en) * | 1974-05-24 | 1976-10-26 | Chemical Additives Company | Clay-free thixotropic wellbore fluid |
| US4000076A (en) * | 1974-06-14 | 1976-12-28 | Phillips Petroleum Company | Drilling mud having reduced corrosiveness |
| US4045357A (en) * | 1975-05-05 | 1977-08-30 | Chevron Research Company | Hydroxy-aluminum based drilling fluid |
| US4318732A (en) * | 1978-05-22 | 1982-03-09 | International Telephone And Telegraph Corporation | Methods of improving the viscosity building properties of colloidal clays |
| US4290899A (en) * | 1979-01-04 | 1981-09-22 | Union Carbide Corporation | Thermal stabilizer for non-clay wellbore fluids |
| US4353804A (en) * | 1980-07-17 | 1982-10-12 | W. R. Grace & Co. | Improved fluid loss control system |
| US4349443A (en) * | 1980-07-17 | 1982-09-14 | W. R. Grace & Co. | Viscosifier and fluid loss control system |
| USRE31748E (en) * | 1980-07-17 | 1984-11-27 | W. R. Grace & Co. | Viscosifier and fluid loss control system |
| US4422947A (en) * | 1980-12-19 | 1983-12-27 | Mayco Wellchem, Inc. | Wellbore fluid |
| US4545911A (en) * | 1982-04-30 | 1985-10-08 | Mobil Oil Corporation | Polymeric pyrrolidinium methanesulfonate viscosifiers for aqueous fluids |
| US4619772A (en) * | 1982-05-23 | 1986-10-28 | Black James K | Method and material for increasing viscosity and controlling of oil well drilling and work-over fluids |
| HU186554B (en) * | 1982-08-04 | 1985-08-28 | Sallai Imre Mtsz | Process for the production of non-sedimenting dispersions of watery medium |
| US4529522A (en) * | 1982-09-30 | 1985-07-16 | Mobil Oil Corporation | Alkyl sulfonates of polyvinyl alcohol as viscosifiers in saline solutions |
| AU556313B2 (en) * | 1982-12-29 | 1986-10-30 | Stauffer Chemical Company | Oil well drilling composition of aqueous alkali/polymer |
| US4652384A (en) * | 1984-08-30 | 1987-03-24 | American Maize-Products Company | High temperature drilling fluid component |
| US4839095A (en) * | 1987-09-14 | 1989-06-13 | Shawqui Lahalih | Stable mud drilling fluid additive, composition and process for making the same |
| US5094762A (en) * | 1990-05-09 | 1992-03-10 | Lahalih Shawqui M | Mud drilling fluids, additives and process for making the same |
| US5009269A (en) * | 1990-07-31 | 1991-04-23 | Conoco Inc. | Well cement fluid loss additive and method |
| US5514644A (en) | 1993-12-14 | 1996-05-07 | Texas United Chemical Corporation | Polysaccharide containing fluids having enhanced thermal stability |
| US6933262B1 (en) | 1997-03-18 | 2005-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Controlled hydration of starch in high density brine dispersion |
| US6861394B2 (en) | 2001-12-19 | 2005-03-01 | M-I L.L.C. | Internal breaker |
| US7398826B2 (en) * | 2003-11-14 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with dissolvable polymer |
| US8114820B2 (en) | 2006-06-22 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Compositions and methods for controlling fluid loss |
| MX348803B (es) * | 2007-08-03 | 2017-06-28 | M-I Llc | Triturador de accion retardada. |
| WO2010056779A2 (en) | 2008-11-13 | 2010-05-20 | M-I L.L.C. | Particulate bridging agents used for forming and breaking filtercakes on wellbores |
| GB201001229D0 (en) * | 2010-01-26 | 2010-03-10 | Oilflow Solutions Holdings Ltd | Drilling fluids |
| GB2517114B (en) | 2012-05-31 | 2018-02-14 | M-I L L C | Surface active additives for oil-based mud filter cake breakers |
| CN103194188B (zh) * | 2013-03-28 | 2016-12-28 | 长江大学 | 一种非破胶可液化的清洁钻开液及配套完井液 |
| MX2016000887A (es) | 2013-08-02 | 2016-06-06 | Dow Global Technologies Llc | Rompedores de torta de filtro internos encapsulados con propiedades de liberacion mejoradas. |
| CN103642472A (zh) * | 2013-12-19 | 2014-03-19 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种水基正电强抑制防塌钻井液 |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3723311A (en) * | 1969-07-04 | 1973-03-27 | Amoco Prod Co | Inert low solids drilling fluid |
| US3728259A (en) * | 1970-05-27 | 1973-04-17 | Exxon Production Research Co | Composition for drilling wells and method for preparing same |
| US3633689A (en) * | 1970-05-27 | 1972-01-11 | Exxon Production Research Co | Method for drilling wells |
| US3716486A (en) * | 1971-03-18 | 1973-02-13 | Milchem Inc | Brine drilling fluid lubricant and process for drilling subterranean wells with same |
-
1972
- 1972-11-15 US US306856A patent/US3872018A/en not_active Expired - Lifetime
-
1973
- 1973-10-25 GB GB4969373A patent/GB1448240A/en not_active Expired
- 1973-10-25 CA CA184,238A patent/CA1021552A/en not_active Expired
- 1973-10-30 IE IE1958/73A patent/IE38439B1/xx unknown
- 1973-11-13 NO NO4351/73A patent/NO136845C/no unknown
- 1973-11-13 NL NL7315528.A patent/NL160868C/xx not_active IP Right Cessation
- 1973-11-14 IT IT53690/73A patent/IT997660B/it active
- 1973-11-14 FR FR7340448A patent/FR2206375A1/fr active Pending
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NL160868B (nl) | 1979-07-16 |
| NL7315528A (no) | 1974-05-17 |
| DE2356439B2 (de) | 1977-05-26 |
| IE38439L (en) | 1974-05-15 |
| FR2206375A1 (no) | 1974-06-07 |
| IT997660B (it) | 1975-12-30 |
| DE2356439A1 (de) | 1974-05-16 |
| CA1021552A (en) | 1977-11-29 |
| NL160868C (nl) | 1979-12-17 |
| NO136845C (no) | 1977-11-16 |
| US3872018A (en) | 1975-03-18 |
| GB1448240A (en) | 1976-09-02 |
| IE38439B1 (en) | 1978-03-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO136845B (no) | Leirfri borefluid. | |
| US2802783A (en) | Drilling fluid | |
| US3878110A (en) | Clay-free aqueous sea water drilling fluids containing magnesium oxide or calcium oxide as an additive | |
| US4440649A (en) | Well drilling and completion fluid composition | |
| US4363736A (en) | Fluid loss control system | |
| US5370185A (en) | Mud solidification with slurry of portland cement in oil | |
| US2775557A (en) | Drilling muds containing acrylic acidacrylamide copolymer salts | |
| US3953336A (en) | Drilling fluid | |
| US4600515A (en) | Fluid loss control agents for drilling fluids containing divalent cations | |
| EP2356193B1 (en) | Chrome free water-based wellbore fluid | |
| US4680128A (en) | Anionic copolymers for improved control of drilling fluid rheology | |
| US4474667A (en) | Fluid loss control system | |
| MX2010012058A (es) | Metodos y fluidos de orificio de pozo con base acuosa para reducir la perdida de fluido en el orificio del pozo y filtrar las perdidas. | |
| NO151292B (no) | Leirebasert bore- eller kompletteringsslam med lav viskositet og god temperaturbestandighet | |
| GB2221940A (en) | Well drilling fluid and method of drilling employing said fluid | |
| WO2019175792A1 (en) | Drilling fluid system for controlling loss circulation | |
| US5028341A (en) | Well servicing fluid | |
| EP0617106B1 (en) | Fluid composition comprising a metal aluminate or a viscosity promoter and a magnesium compound and process using the composition | |
| GB2090888A (en) | Aqueous drilling and packer fluids | |
| US2800449A (en) | Drilling fluids for oil wells and additives therefor | |
| US5658859A (en) | Pseudoplastic mixed metal layered hydroxide fluid with fluid loss additive and method of use in penetrating the earth | |
| EP0137872B1 (en) | Well drilling and completion fluid composition | |
| RU2687815C1 (ru) | Буровой раствор гель-дрилл | |
| US2896915A (en) | Method of drilling wells | |
| US5008025A (en) | Sulfonate-containing polymer/polyanionic cellulose combination for high temperature/high pressure filtration control in water base drilling fluids |