NO136933B - Borev{ske. - Google Patents

Borev{ske. Download PDF

Info

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
Application number
NO743219A
Other languages
English (en)
Other versions
NO136933C (no
NO743219L (no
Inventor
Armand Elphege Daigle
Original Assignee
Amoco Prod Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Amoco Prod Co filed Critical Amoco Prod Co
Publication of NO743219L publication Critical patent/NO743219L/no
Publication of NO136933B publication Critical patent/NO136933B/no
Publication of NO136933C publication Critical patent/NO136933C/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14Clay-containing compositions
    • C09K8/18Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/20Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
    • C09K8/206Derivatives of other natural products, e.g. cellulose, starch, sugars
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08KUse of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
    • C08K3/00Use of inorganic substances as compounding ingredients
    • C08K3/16Halogen-containing compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08LCOMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
    • C08L1/00Compositions of cellulose, modified cellulose or cellulose derivatives
    • C08L1/08Cellulose derivatives
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08LCOMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
    • C08L3/00Compositions of starch, amylose or amylopectin or of their derivatives or degradation products
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08LCOMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
    • C08L5/00Compositions 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)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
  • Superconductors And Manufacturing Methods Therefor (AREA)
  • Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (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.
NO743219A 1973-09-07 1974-09-06 Borev{ske. NO136933C (no)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
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
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
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Also Published As

Publication number Publication date
NO136933C (no) 1977-11-30
NO743219L (no) 1975-04-01
GB1481991A (en) 1977-08-03
US3953336A (en) 1976-04-27
NL7410721A (nl) 1975-03-11
CA1030749A (en) 1978-05-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO136933B (no) Borev{ske.
CA1227024A (en) Fluid loss control agents for drilling fluids containing divalent cations
US6124244A (en) Clear brine drill-in fluid
US4664818A (en) Drilling mud additive
US3243000A (en) Method and composition for drilling wells and similar boreholes
EP0259939B1 (en) Aqueous polysaccharide compositions
US3872018A (en) Water loss additive for sea water mud comprising an alkaline earth oxide or hydroxide, starch and polyvinyl alcohol
US6281172B1 (en) Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids
EP0293191B1 (en) Drilling and completion fluid
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
US4140639A (en) Clay-free wellbore fluid
NO177325B (no) Brönnbehandlingsvæske og tilsetningsmiddel
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.
WO2012176000A2 (en) Wellbore fluid
US4457372A (en) Method of recovering petroleum from underground formations
EP2075300A1 (en) Wellbore fluid
EP1682630B1 (en) Use of cmc in drilling fluids
US3654164A (en) Drilling fluids
US3208526A (en) Removal of suspended solids from aqueous solutions containing heteropoly-saccharides produced by bacteria of the genus xanthomonas
EP0495856B1 (en) Wellbore fluid
WO1996003474A1 (en) Drilling fluid additives for improved shale stabilization, the drilling fluid formed therefrom and method of using same