NO136933B - Borev{ske. - Google Patents
Borev{ske. Download PDFInfo
- Publication number
- NO136933B NO136933B NO743219A NO743219A NO136933B NO 136933 B NO136933 B NO 136933B NO 743219 A NO743219 A NO 743219A NO 743219 A NO743219 A NO 743219A NO 136933 B NO136933 B NO 136933B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- viscosity
- hydroxyethyl cellulose
- drilling fluid
- mixture
- shale
- Prior art date
Links
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 34
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 34
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 29
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 25
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 18
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 17
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 14
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 14
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 14
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 14
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 8
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 8
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 8
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 7
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 7
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 7
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 21
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 7
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 4
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 4
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 235000003934 Abelmoschus esculentus Nutrition 0.000 description 3
- 240000004507 Abelmoschus esculentus Species 0.000 description 3
- 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 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 3
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 3
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 3
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 3
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 2
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 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 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Chemical class 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Chemical class 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 2
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 2
- 239000001963 growth medium Substances 0.000 description 2
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 2
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- AEMOLEFTQBMNLQ-AQKNRBDQSA-N D-glucopyranuronic acid Chemical class OC1O[C@H](C(O)=O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O AEMOLEFTQBMNLQ-AQKNRBDQSA-N 0.000 description 1
- 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 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N Sucrose Chemical compound O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@]1(CO)O[C@@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O1 CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N 0.000 description 1
- 229930006000 Sucrose Natural products 0.000 description 1
- 241000589634 Xanthomonas Species 0.000 description 1
- 125000002777 acetyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)=O 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- -1 alkali metal salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 1
- 230000008953 bacterial degradation Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229940043430 calcium compound Drugs 0.000 description 1
- 150000001674 calcium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 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 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- CXKWCBBOMKCUKX-UHFFFAOYSA-M methylene blue Chemical compound [Cl-].C1=CC(N(C)C)=CC2=[S+]C3=CC(N(C)C)=CC=C3N=C21 CXKWCBBOMKCUKX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960000907 methylthioninium chloride Drugs 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002335 preservative effect Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- HCJLVWUMMKIQIM-UHFFFAOYSA-M sodium;2,3,4,5,6-pentachlorophenolate Chemical compound [Na+].[O-]C1=C(Cl)C(Cl)=C(Cl)C(Cl)=C1Cl HCJLVWUMMKIQIM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000005720 sucrose Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 238000003878 thermal aging 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/20—Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
- C09K8/206—Derivatives of other natural products, e.g. cellulose, starch, sugars
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08K—Use of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
- C08K3/00—Use of inorganic substances as compounding ingredients
- C08K3/16—Halogen-containing compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L1/00—Compositions of cellulose, modified cellulose or cellulose derivatives
- C08L1/08—Cellulose derivatives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L3/00—Compositions of starch, amylose or amylopectin or of their derivatives or degradation products
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L5/00—Compositions of polysaccharides or of their derivatives not provided for in groups C08L1/00 or C08L3/00
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Superconductors And Manufacturing Methods Therefor (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrorer en borevæske av den art som
er angitt i kravets ingress.
Konvensjonelle bentolitt-leire slamsystemer har i bovaerende begrensninger som krever anvendelse av forskjellige boretilsetnings-midler for å kontrollere flyteegenskapene når væsken under drilling utsetter for betingelser som på en odeleggende måte forandrer slammets egenskaper. Disse forandringer resulterer i lave bore-
og penetreringshastigheter og forsinkelser under boreoperasjonen,
som på sin side forårsaker okede totalomkostninger ved boring.
Med konvensjonelle borevæsker vil i mange tilfeller slike adde-tiver kun danne nye problemer. Dette skyldes det faktum at selv om tilsetningsmidlet tjener til å kontrollere spesielle slam-egenskaper kan addetivet også forårsake ytterligere uonskede effekter på slamsystemet. Dette kan skyldes at tilsetningsmid-
let er uforenlig med andre bestanddeler i systemet eller det kan
skyldes en direkte påvirkning på slamegenskapene. Slike borevæsker påvirkes uheldig når de forurenses med kalsiumforbindelser, kalium- eller natriumklorider. Således med hoy salt- eller kalsium-forurensning vil innvirkningen på flytegrense, gelstyrke og væsketap-egenskaper for slike konvensjonelle slam gjore denne i det vesentlige ubrukbar, hvis ikke spesielle behandlingsmåter anvendes. Når antatte kalsiumkonsentrasjoner over 2oo ppm kan forutsies for en ikke-dispergert (bentonittdroyet polymerslam) borevæske anbefales vanligvis behandling med natriumkarbonat (Na2C03) for å eliminere kalsium. Hvis ikke vil kalsium reagere med montmorillonitt og omdanne leiren til kalsiumontmorillonitt, hvilket vanligvis resulterer i flokkulering av leirepartiklene og et meget hoyt væsketap. For tilfelle av meget hoye saltforurens-ninger anvendes vanligvis ikke bentonitt-slam.. I stedet anvendes saltgel eller attapulgitt som viskositetsfremmende middel. Selv i det tilfellet hvor en forhydratisert bentonitt plutselig utsettes for forurensing med salt, vil dette' resultere i at flyte-egenskapene påvirkes i en meget uheldig grad. Dette er spesielt tilfelle for hoyt dispergerte slammer. For eksempel vil den plastiske viskositet avta og gelstyrken stige.
Hydratisering av gumbo og lignende skifere, når det bores med vannbaserte væsker kan bli spesielt brysom. Dette skyldes i vesentlig grad at ved kontakt med vannbasert slam vil gumbo-skifer utvise en tendens til å svelle og avskalle inne i bronnen, hvilket ofte resulterer i fastsittende ror og i hvisse tilfeller må bronnen oppgis. Ofte anvendes oljebaserte eller vann-i-olje-. emulsjonslam for å kontrollere hydratisering av skifer. Disse borevæsker er kostbare. Ytterligere må i mange områder det ut-borede faststoff renses for det fjernes.
Det er nå funnet en ny borevæske som i det vesentlige ikke er beheftet med de foran beskrevne ulemper og hvor væsken som vesentlige bestanddeler inneholder en effektiv mengde av en polymer blanding av et polysakkarid og et cellulosederivat eksempelvis såsom hydroksyetylcellulose, karboksymetylcellulose eller hydroksypropylcellulose. Den vandige blanding, hvori anvendes ferskvann eller saltvann, bringes til den onskede vekt ved til-setningav hvilken som helst av de konvensjonelle vektbefordrende
midler, såsom bariumsulfat.
En borevæske med denne generelle sammensetning har gode flyte-egenskaper uten mange av de i boværende begrensninger som de konvensjonelle systemer av leire-slam-typen er beheftet med.
Den kan motstå kalsium-og salt- ( NaCl, KCl ) forurensninger innen vide grenser med kun mindre forandringer i flyte-egenskapene.
For tilfelle KCl er det funnet at i mengder på ca. 4,5 - 9,o kg/ fat i kombinasjon med den polymere blanding, kan dette i virkelig-heten være fordelaktig, hvilket vil fremgå av tabellene V og VI, angitt i det etterfølgende. Slike borevæsker motstår like-ledes påvirkning av varmeelding med liten forandring i flyte-egenskapene. En ytterligere fordel ved borevæsken i henhold til foreliggende oppfinnelse er at den ovenfor nevnte polymere blanding danner en tiksotrop opplosning med salt eller ferskvann, med avtagende viskositet ved hoye skjærhastigheter og som går tilbake til den hoye viskositet ved lave skjærhastigheter. Disse egenskaper gir borevæske fremstilt fra den ovenfor nevnte polymere blanding lav viskositet ved boretuppen for en maksimal penetrering sammen med utmerkede sponfjernende og hullrensende egenskaper.
Fjernelse av faststoff fra borevæsken ifolge foreliggende oppfinnelse oppnås lett ved "skiferrysteren". Til tross for den hoye viskositet ved lave skjærhastigheter har væsken lav gelstyrke som muliggjor en effektiv avsandings/avslamningsoperasjon. Det er også funnet at væsker inneholdende den polymere blanding, som angitt tidligere, kan fremstilles for å forhindre hydratisering av gamboskifer. En tilstrekkelig hoy konsentrasjon av kalsiumioner, kaliumklorid, natriumklorid eller blandinger derav vil forhindre skiferhydratisering og bibeholde hull-bronnintegriteten uten å odelegge de tiksotrope egenskaper til den nye borevæske.
Borevæsken, inhibert som angitt, muliggjor at skifer kan drilles og gumbo sirkulert ut av hullet i form av separate spon. En typisk inhibert borevæske ifolge foreliggende oppfinnelse kan fremstilles med 7o% sjovann og 3o% kalsiumklorid-opplosning, til hvilken det tilsettes looo - 5ooo ppm kaliumklorid.
Som polysakkaridkomponent i den polymere blanding anvendes et materiale betegnet som polysakkarid "B-1459", fremstilt ved fermentering av et karbohydratinneholdende kulturmedium med en stamme av bakterier kjent som Xanthomonas campestries NRRL B-1459. Egnede karbohydrater er sukrose, glukose, stivelse og lignende. Dette materialet er kommersielt tilgjengelig fra Kelco Company, San Die-go, California 92 123, under handelsnavnet "Kelzan". Ytterligere informasjon om fremstilling og egenskaper om dette materiale fin-nes i US patentene nr. 3 372 749 og 3 373 810 samt i Journal of Applied Polymer Science, Vol. 5, s. 519 (1961).
Da et slikt-materiale utsettes for bakterienedbrytning etter en tid bor e.t preserveringsmiddel eller baktericid tilsettes borevæsken inneholdende den polymere blanding. Preserveringsmidler såsom kvikksolv (II) eller alkalimetallsalter av klorerte fenoler, såsom natriumpentaklorfenat kan anvendes til dette formål.
Et typisk polysakkaridprodukt er det som erholdes som folge av'virkningen av Xanthomonas campestris NRRL B-1459 på karbohydrater. Denne polymer inneholder mannose, glukose, glukoron-syresalter og acetylgrupper i et molforhold på henholdsvis ca. 2:1:1:1. Tilstede i mindre mengder er også ca. 5,5 vekts-% uorganiske bestanddeler samt ca. o,15 vekts-% hver av fosfor og nitrogen. Dette materialet i relativt ren tilstand er et blott, voluminost pulver som er svakt farget av de farvede materialer fra kulturmediet. Det sveller raskt i nærvær av små mengder vann og danner gradvis en myk gel. Polymeren er lett opploslig i storre mengder vann. Vandige opplosninger inneholdende heteropolysakkaridet i konsentrasjoner på 1 yekts-% har en viskositet ved 24°C på 500 - 3000 cP., bestemt med et "Brook-field"-viskosimeter ved anvendelse av spindel nr.. 3 ved 3o omdr./min. Saltholdige opplosninger av polymeren med tilsvarende konsentrasjoner har tilsvarende viskositet. I oppløsningen er ;polymeren ufo.lsom for temperatur og ioniserbare materialer. Hydroksyetylcellulose, egnet for anvendelse som fortykningsmiddel i borevæsker ifolge foreliggende oppfinnelse, er kommersielt tilgjengelig . Av disse er det foretrukket å anvende en type som generelt betegnes som å være av hby-viskbs grad, dvs. som gir vandige opplosninger med 1-2 vekts-% av cellulosederi våtet, og hvor en slik opplbsning har en Hoeppler-viskositet ved 20°C i området 480 - 24.000 cP.
Borevæsken er særpreget ved at fortykningsmidlet er en blanding av de i og for seg kjente fortykningsmidlene hydro ksyetylcellu-lose og polysakkarid B-1459, hvilken blanding er tilstede i en mengde på 1,4 - 9,0 g/l. fortrinnsvis 3-6 g/l, og hvor den polymere blanding består av 80 - 20 % hydroksyetylcellulose og 20 - 83 % B-1459, og hvor en 1%'ig opplbsning av B-1459 har en Brook-field-viskositet i, området 500 - 3000 cP ved 23,9°C og en 1%'ig opplbsning av hydroksyetylcellulosen har en Hoeppler-viskositet over 480 cP ved 20°C.
Fordelene ved borevæsken ifolge foreliggende oppfinnelse vises
av de etterfølgende tabeller, hvori den fbrste angir sammensetningen av de forskjellige anvendte slamsystemer. Den anvendte
hydroksyetylcellulose i disse systemer hadde en Hoeppler-viskositet ved 20°C på 2.25o - 3.ooo cP og er tilgjengelig under betegnelsen QPlooML" (Union Carbide, New York, N.Y. lool7), mens polysak-karidet ble erholdt ved fermentering av glukose med mikroorga-nismen Xanthomonas campestris og er kommersielt tilgjengelig under betegnelsen "Biopolymer XB23", General Mills, Minneapolis, Minnesota 55413.
Hbyere konsentrasjoner av den polymere blanding, eksempelvis 1-1,5 kg/fat (159 1) forbker viskositeten ved lavere skjærhastigheter men forandrer nesten ikke den lave viskositet ved hoye skjærhastigheter. Tabell I nedenfor viser at når mere av den polymere blanding tilsettes oker viskositeten vesentlig ved lave skjærhastigheter, men viskositetsforbkelsen ved hoye skjærhastigheter er ubetydelig. Sammensetningen av den polymere blanding anvendt ved dette forsbk besto av 70% polysakkarid "B-1459" og 30 % hydroksyetylcellulose.
Forskjellen i viskositet ved hoye og lave skjærhastigheter i saltvannsystemer er enda mere utpregede, hvilket kan sees av den etterfølgende tabell II.
Viskositeten ved lav skjærhastighet for en opplbsning av o,5 kg av den polymere blanding pr.fat mettet saltvann er 34 cP. Ved å fordoble konsentrasjonen, stiger viskositeten ved lav skjærhastighet nesten 600% til 2oo cP. I tabell II kan det bemerkes at viskositetene ved disse to konsentrasjoner av blandingen er i det vesentlige identisk, dvs. lo cP og 11 cP ved hoye skjærhastigheter ( lo.000 s.-"*") .
Sammensetningen av disse slammer er gitt i tabell III, mens deres respektive egenskaper er vist i tabell IV. Borevæsken iflg. foreliggende oppfinnelse er betegnet i tabellene som "polymer blanding", mens det forste tall indikerer prosent bipolymer og den andre betegner hydroksyetylcellulose-mengden. Det kan sees av tabell IV at konvensjonelle slam' både dispergerte ikke-dispergerte, utviser en stor okning i væsketap i nærvær av kalsium eller natriumklorid. Deres gelstyrke og flytegrense er også for hoye til å gjore slike slam anvendbare. Slam inneholdende hydroksyetylcellulose alene og forurenset med kalsium viser et relativt hoyt væsketap og en gelstyrke som ikke er for-enlig med en tilfredstillende utfelling av spon i slambronnen.
I alle boreslammene ifolge foreliggende oppfinnelse var gelstyrken innen et meget onskelig område, selv i nærvær av hoye kalsium-og natriumklorid-konsentrasjoner, mens væsketapet var spesielt godt i nærvær av salt.
Egenskapene for den polymere blanding i salt-
vann" og effekten av- en slik blanding og kaliumklorid på skiferstabiliseringen er vist henholdsvis i tabellene V og VI. Tabell VII viser egenskapene for et kjent stivelse-salt-leirsystem, som normalt anvendes i områder hvor loftende eller svellende skifer er forventet.
I tabell V er vist egenskapene for varierende mengder av den polymere blanding i mettet saltvann. Faststoff ble tilsatt for å bringe den spesifikke vekt opp til 1,25 kg/l. Fuson-skiferen hadde en metylen-blått-proveverdi på 48 kg bentonitt ekvivalent pr. loo kg skifer. Kaliumklorid ble anvendt på grunn av dets skiferstabiliserende effekt. Resultatene viser at det av o,5 kg/ fat av den polymere blanding er onskelig for tilfredstillende viskositet og vaesketapkontroll. Det væsketap med kaliumklorid skyldes de fine partikler av natriumklorid som presipiterer ved tilsetning av kaliumklorid.
I tabell VI er effekten av den polymere blanding og kalium-
klorid på skiferstabiliseringen vist. Konsentrasjonen av kaliumklorid var 6,75 kg/fat, som tilsvarer ca. 2o.ooo ppm kalium-
ion. I disse -forsok ble 22,5 kg/fat Fuson-skiferspon (-4o+
lo mesh) valset i 16 timer i forskjellige væsker. Skiferen ble gjenvunnet på en 3o mesh sikt, vasket, torket og veiet.
De gjennvunnede skiferspon ble deretter valset i 2 timer i
ferskt vann og deretter gjenvunnet på en 3o mesh sikt, torket og veiet. Dette bestemmer varigheten av den initiale stabilisering.
I mettet saltvann ble 75,4 vekts-% av skiferen gjenvunnet etter 16 timer, men etter 2 timer i springvann ble kun 35,4 vekts-% gjenvunnet. Tilsetningen av 6,75 kg/fat kaliumklorid foroket disse verdier til henholdsvis 85,6 vekts-% og 67,o vekts-%. Tilsetningen av den polymere blanding alene til mettet saltvann foroket den initiale gjenvinning av skiferen. Forbedret gjenvinning ble også bemerket ved valsing i fersk-vann, men ikke så meget som for kaliumklorid. Kombinasjonen av kaliumklorid og den polymere blanding utviste den beste skifergjenvinning. Således er denne kombinasjon i mettet salt vann antatt å være effektiv ved stabilisering av skifer. Kombinasjonen av den polymere blanding og kaliumklorid hjelper til å forhindre disinter-grering av kuttespon, hvilket gir de lavere faststoffinnhold.
Egenskapene for stivelse-salt leirsystemet er vist i tabell VII.
I tabellen er også vist effekten av kaliumklorid på egenskapene for denne systemtype. Den plastiske viskositet og flytegrense for stivelse-salt leirslammet var omtrert den samme som de for slam inneholdende o,5 kg/fat av den polymere blanding og 6,75 kg/ fat kaliumklorid. Væsketapet og gelstyrke for det polymere blandingssystem var betydelig lavere enn de for den konvensjonelle stivelse-salt leirslam. Tilsetningen av kaliumklorid til stivelse-slam hadde praktisk talt ingen effekt på viskositeten, men væsketapet bket.
Claims (3)
1. Vandig, ikke-leireholdig borevæske som eventuelt inneholder kaliumklorid, natriumklorid eller blandinger derav, samt et fortykningsmiddel, karakterisert ved at fortykningsmidlet er en blanding av de i og for seg kjente fortykningsmidlene hydroksyetylcellulose og polysakkarid B-1459, hvilken blanding er tilstede i en mengde på 1,4 - 9,0 g/l, fortrinnsvis 3-6 g/l, og hvor den polymere blanding består av 80 - 20% hydroksyetylcellulose og 20 - 80% B-1459, og hvor en 1%'ig opplbsning av B-1459 har en Brookfield-viskositet i området 500 - 3000 cP ved 23/9°C og en 1%'ig opplbsning av hydroksyetylcellulosen har en Hoeppler-viskositet over 480 cP ved 20°C.
2. Borevæske ifolge krav 1, karakterisert ved at hydroksyetylcellulosen utgjor 30 - 70% av det totale fortykningsmiddel.
3. Borevæske ifolge krav 1 eller 2, karakterisert ved at hydroksyetylcellulosen har viskositet i området 2250 - 3000 cP.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US05/395,329 US3953336A (en) | 1973-09-07 | 1973-09-07 | Drilling fluid |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO743219L NO743219L (no) | 1975-04-01 |
NO136933B true NO136933B (no) | 1977-08-22 |
NO136933C NO136933C (no) | 1977-11-30 |
Family
ID=23562584
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO743219A NO136933C (no) | 1973-09-07 | 1974-09-06 | Borev{ske. |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US3953336A (no) |
CA (1) | CA1030749A (no) |
GB (1) | GB1481991A (no) |
NL (1) | NL7410721A (no) |
NO (1) | NO136933C (no) |
Families Citing this family (26)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4142595A (en) * | 1977-03-09 | 1979-03-06 | Standard Oil Company (Indiana) | Shale stabilizing drilling fluid |
US4183765A (en) * | 1978-07-14 | 1980-01-15 | Hercules Incorporated | Method of increasing viscosity of hydroxyalkyl cellulose solutions |
US4246037A (en) * | 1979-06-11 | 1981-01-20 | Merck & Co., Inc. | Novel tamarind/xanthan gum blend |
IE50083B1 (en) * | 1979-08-21 | 1986-02-05 | Bp Chem Int Ltd | Process for producing a thixotropic liquid |
CA1168427A (en) * | 1980-08-08 | 1984-06-05 | Roy F. House | Method of producing a homogeneous viscous well servicing fluid within a borehole and well servicing fluid compositions |
US4313765A (en) * | 1980-09-24 | 1982-02-02 | Merck & Co., Inc. | Synergistic blends of cellulase-free xanthan gum and cellulosics |
US4422947A (en) * | 1980-12-19 | 1983-12-27 | Mayco Wellchem, Inc. | Wellbore fluid |
US4561985A (en) * | 1982-06-28 | 1985-12-31 | Union Carbide Corporation | Hec-bentonite compatible blends |
US4652384A (en) * | 1984-08-30 | 1987-03-24 | American Maize-Products Company | High temperature drilling fluid component |
GB8428348D0 (en) * | 1984-11-09 | 1984-12-19 | Shell Int Research | Degrading of viscous microbial polysaccharide formulation |
US5032297A (en) * | 1989-05-19 | 1991-07-16 | Nalco Chemical Company | Enzymatically degradable fluid loss additive |
US5362713A (en) * | 1989-12-13 | 1994-11-08 | Weyerhaeuser Company | Drilling mud compositions |
DE4339386A1 (de) * | 1993-11-18 | 1995-05-24 | Rwe Dea Ag | Flüssiges Bohrspül- und Verfüllungsmedium |
US5881826A (en) | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
US6630429B1 (en) | 1999-12-29 | 2003-10-07 | Keet Stene Cremeans | Lost circulation material and method of use |
US6649571B1 (en) | 2000-04-04 | 2003-11-18 | Masi Technologies, L.L.C. | Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids |
US20040138069A1 (en) * | 2003-01-15 | 2004-07-15 | Sarkis Kakadjian | Drilling fluid with circulation loss reducing additive package |
US6983799B2 (en) * | 2003-02-27 | 2006-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of using a swelling agent to prevent a cement slurry from being lost to a subterranean formation |
US7866394B2 (en) * | 2003-02-27 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services Inc. | Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry |
US7642223B2 (en) * | 2004-10-18 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating a gas in a plugging composition to improve its sealing ability in a downhole permeable zone |
US7690429B2 (en) * | 2004-10-21 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
US7560419B2 (en) * | 2004-11-03 | 2009-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and biodegradable super absorbent composition for preventing or treating lost circulation |
US7891424B2 (en) * | 2005-03-25 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of delivering material downhole |
US7870903B2 (en) * | 2005-07-13 | 2011-01-18 | Halliburton Energy Services Inc. | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
US9611716B2 (en) | 2012-09-28 | 2017-04-04 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for reducing fluid loss |
US9164018B2 (en) * | 2013-04-01 | 2015-10-20 | Saudi Arabian Oil Company | Method for prediction of inhibition durability index of shale inhibitors and inhibitive drilling mud systems |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2570947A (en) * | 1945-11-05 | 1951-10-09 | Phillips Petroleum Co | Drilling fluids and methods of using same |
US3105046A (en) * | 1961-01-30 | 1963-09-24 | Union Oil Co | Inhibited drilling mud |
US3319715A (en) * | 1965-02-17 | 1967-05-16 | Dow Chemical Co | Polysaccharide b-1459 and mg(oh) in brines used in well treatments |
US3625889A (en) * | 1969-08-28 | 1971-12-07 | Phillips Petroleum Co | Well completion fluids |
US3696035A (en) * | 1970-11-04 | 1972-10-03 | Dow Chemical Co | Well treatments with thickened aqueous alcohol mixtures |
US3727688A (en) * | 1972-02-09 | 1973-04-17 | Phillips Petroleum Co | Hydraulic fracturing method |
US3878110A (en) * | 1972-10-24 | 1975-04-15 | Oil Base | Clay-free aqueous sea water drilling fluids containing magnesium oxide or calcium oxide as an additive |
-
1973
- 1973-09-07 US US05/395,329 patent/US3953336A/en not_active Expired - Lifetime
-
1974
- 1974-08-09 NL NL7410721A patent/NL7410721A/xx not_active Application Discontinuation
- 1974-08-09 CA CA206,678A patent/CA1030749A/en not_active Expired
- 1974-09-05 GB GB38843/74A patent/GB1481991A/en not_active Expired
- 1974-09-06 NO NO743219A patent/NO136933C/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO136933C (no) | 1977-11-30 |
GB1481991A (en) | 1977-08-03 |
NL7410721A (nl) | 1975-03-11 |
CA1030749A (en) | 1978-05-09 |
NO743219L (no) | 1975-04-01 |
US3953336A (en) | 1976-04-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO136933B (no) | Borev{ske. | |
US4425241A (en) | Drilling fluids | |
US6124244A (en) | Clear brine drill-in fluid | |
US4664818A (en) | Drilling mud additive | |
EP0259939B1 (en) | Aqueous polysaccharide compositions | |
US4142595A (en) | Shale stabilizing drilling fluid | |
US6281172B1 (en) | Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids | |
US5916849A (en) | Polysaccharide-containing well drilling and servicing fluids | |
NO314410B1 (no) | Fluid for anvendelse i en oljebrönn, samt fremgangsmåte som gjennomföres ien oljebrönn og anvendelse av fremgangsmåten | |
EP0191980B1 (en) | Polymers for use as filtration control aids in drilling muds | |
US4600515A (en) | Fluid loss control agents for drilling fluids containing divalent cations | |
US4140639A (en) | Clay-free wellbore fluid | |
NO177325B (no) | Brönnbehandlingsvæske og tilsetningsmiddel | |
US5403820A (en) | Environmentally safe water base drilling fluid | |
US4321968A (en) | Methods of using aqueous gels | |
EA001682B1 (ru) | Жидкая среда, содержащая нанофибриллы целлюлозы, и ее применение при разработке нефтяных месторождений | |
NO319085B1 (no) | Fremgangsmate og fluidsystem for a rense borehull. | |
NO136845B (no) | Leirfri borefluid. | |
EP1114116A1 (en) | Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability | |
WO2012176000A2 (en) | Wellbore fluid | |
WO2019175792A1 (en) | Drilling fluid system for controlling loss circulation | |
EP2075300A1 (en) | Wellbore fluid | |
EP1682630B1 (en) | Use of cmc in drilling fluids | |
GB2163796A (en) | Cationic acrylamide emulsion polymer brine thickeners | |
NO149784B (no) | Fremgangsmaate ved sekundaer eller tertiaer utvinning av olje ved anvendelse av et vannloeselig fortykningsmiddel paa basis av polysakkarider |