NO139924B - Vandig borevaeske. - Google Patents
Vandig borevaeske. Download PDFInfo
- Publication number
- NO139924B NO139924B NO752585A NO752585A NO139924B NO 139924 B NO139924 B NO 139924B NO 752585 A NO752585 A NO 752585A NO 752585 A NO752585 A NO 752585A NO 139924 B NO139924 B NO 139924B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling
- drilling fluid
- fluid
- gel strength
- pour point
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 89
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 81
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 27
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 claims description 25
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 9
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 9
- SOCTUWSJJQCPFX-UHFFFAOYSA-N dichromate(2-) Chemical class [O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O SOCTUWSJJQCPFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 7
- ZCDOYSPFYFSLEW-UHFFFAOYSA-N chromate(2-) Chemical compound [O-][Cr]([O-])(=O)=O ZCDOYSPFYFSLEW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 5
- 150000002016 disaccharides Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000004044 tetrasaccharides Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000004043 trisaccharides Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 12
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 11
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 11
- PXLIDIMHPNPGMH-UHFFFAOYSA-N sodium chromate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Cr]([O-])(=O)=O PXLIDIMHPNPGMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 2
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QLOKJRIVRGCVIM-UHFFFAOYSA-N 1-[(4-methylsulfanylphenyl)methyl]piperazine Chemical compound C1=CC(SC)=CC=C1CN1CCNCC1 QLOKJRIVRGCVIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-3-pyrimidin-4-ylpropanoic acid Chemical compound OC(=O)C(C)CC1=CC=NC=N1 JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PMJNEQWWZRSFCE-UHFFFAOYSA-N 3-ethoxy-3-oxo-2-(thiophen-2-ylmethyl)propanoic acid Chemical compound CCOC(=O)C(C(O)=O)CC1=CC=CS1 PMJNEQWWZRSFCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 229920001353 Dextrin Polymers 0.000 description 1
- 239000004375 Dextrin Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 235000019425 dextrin Nutrition 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 1
- 235000013373 food additive Nutrition 0.000 description 1
- 239000002778 food additive Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Control And Other Processes For Unpacking Of Materials (AREA)
- Packages (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en vandig borevæske
med en flytende fase i hvilken det er oppløst et additiv for å redusere gelstyrken og flytepunktet i borevæsken.
Borevæsker eller boreslam som de ofte kalles, er sus-pensjoner av leiraktige faste stoffer som brukes ved boring av brønner i jorden, f.eks. for det formål å tappe underjord-iske avsetninger eller formasjoner for petroleum, gass eller andre flytende forbindelser. Borevæsker har en rekke funk-sjoner, den viktigste er at de fjerner utskåret materiale fra brønnen, lukker permeable formasjoner for gass, olje eller vann som man kan møte på forskjellige nivåer når brønnen bores inn i en underjordisk formasjon, avkjøling og smøring av bore-verktøyet og borerøret som bærer verktøyet, samt å holde de utskårne materialer i suspensjon i det tilfelle at boring og pumping av borevæsken må stoppes.
En ideell borevæske er en tixotrop væske, dvs. en
væske hvis viskositet avtar når man øker graden av røring eller skjærhastighet. Hvis man imidlertid under boring i brønner hvor man bruker borevæsker stopper røring eller skjæring som forårsakes av sirkulasjon, så vil væsken danne en gelstruktur som vil holde de utskårne materialer oppe slik at de ikke faller ned i bunnen av hullet. Hastigheten med hvilken gelen dannes må være slik at den bare gjør at de utskårne stykker faller en kort distanse før gelstrukturen er tilstrekkelig sterk til å holde materialet oppe. Det er viktig å holde graden av geldannelse og hastigheten for geldannelsen innenfor meget snevre grenser, ettersom en for sterk geldannelse vil være skadelig når boringen skal gjen-opptas, og dessuten vil gi en tendens til at det medføres
gass i borevæsken. En medføring av gass i borevæsken fører til en vesentlig reduksjon i tettheten av denne, og dette kan være skadelig og dessuten øke risikoen under boringen, spesielt hvis man borer gjennom formasjoner hvor man treffer på høye trykk. Hvis geldannelsen og gelstyrken er under det ønskede området,
så vil utskårne materialer og andre faste materialer som forbindelser som tilsettes for å øke tettheten på borevæsken,
synke ned til bunnen av hullet, og dette resulterer i en til-stopping av borerøret.
Ferskvanssborevæsker, dvs. vandige borevæsker som inneholder lite eller intet kalk eller andre vannoppløselige kalsiumsalter, er meget anvendt under boringen. Vanligvis må
man anvende visse forbindelser i slike borevæsker for å regulere geldannelsen og gelstyrken innenfor akseptable grenser. Midler som vanligvis anvendes for dette formål, er lignosulfo-nater og dekstrin. De fleste kommersielle tynningsmidler er imidlertid ikke alltid tilfredsstillende av en rekke årsaker, blant annet følsomhet overfor høye temperaturer, de blir lett forurenset av andre stoffer som man ofte møter under boring, foruten at slike borevæsker er relativt kostbare. Videre har mange kommersielt tilgjengelige dispersjonsmidler vist seg ineffektive i nærvær av kalsium- og/eller natriumklorid. Hvis væsken omdannes til en spesialisert væske på et senere tidspunkt, noe som innbefatter at man tilsetter kalsiumsalter eller natriumklorid, så vil ferskvannsborevæsken miste sin effektivi-tet, og man må tilsette mer dispergeringsmiddel enn det som ville være tilfelle hvis borevæsken ikke hadde tapt sin effek-tivitet.
Det er således innlysende at det er et vesentlig behov for andre dispergeringsmidler for ferskvanssborevæsker som kan møte de krav som oppstår under boring i forskjellige formasjoner, og som vil være effektive når borevæsken omdannes til et kjemikaliesystem.
Gelstyrken og flytepunktet for en vandig borevæske som inneholder fra 0 til ca. 200 ppm kalsium oppløst i den vandige fase og som har en pH-verdi over 10, fortrinnsvis over 11,0,
kan effektivt reduseres ved å behandle borevæsken med et hydrolysert cerealfaststoff, og dette stoff består i alt vesent-
lig av polysakkarider, i alt vesentlig heksasakkarider og høyere
sakkarider. Man kan bruke fra ca. 0,35 til ca. 28,5 kg/m 3 av borevæsken, fortrinnsvis fra 1,4 2 til 17,10 kg av materialet pr. m^ av borevæsken, og dette vil gi en vesentlig reduksjon av gelstyrken og flytepunktet. Videre bør man tilsette pr. m<3 >av borevæsken fra ca. 0,35 til ca. 5,7 kg av et vannoppløselig kromat- eller dikromatsalt.
Foreliggende oppfinnelse har til hensikt å bøte på de ovenfor angitte mangler ved de kjente borevæsker og angår således en vandig borevæske med en flytende fase i hvilken det er oppløst et additiv for å redusere gelstyrken og flytepunktet, omfattende hydrolyserte cerealfaststoffer inneholdende fra 15-25 vekt-% disakkarider, trisakkarider, tetrasakkarider og pentasakkarider og fra 75-85 vekt-% heksasakkarider og høyere, og eventuelt 0,35-5,71 kg/m 3 av et vannoppløselig kromat-
eller dikromatsalt, og den vandige borevæske ifølge oppfinnelsen karakteriseres ved at den flytende fase inneholder mindre enn 200 ppm kalsium og har en pH-verdi over 10.
Slike additiver som nevnt ovenfor, blir vanligvis betegnet dispergeringsmidler eller tynningsmidler for borevæsker. Materialet er et hydrolysert cerealfaststoff, et matadditiv hvis karbohydratsammensetning er angitt i tabell I.
Dette materiale er tilgjengelig kommsersielt under betegnelsen "MOR-REX". Materialet er tilgjengelig i granulær form som kan brukes i matprodukter som et næringsmiddel. Det er typisk tilgjengelig med et innhold på ca. 5% fuktighet og har en pH-verdi mellom 4,5 og 5,5.
Den type vandige borevæsker for hvilke dette additv er spesielt godt egnet, da for det formål å redusere borevæskens gelstyrke og flytepunkt, er ifølge oppfinnelsen vandige borevæsker som inneholder mindre enn 200 ppm kalsium oppløst i den vandige fase, og som har en pH-verdi over 10, fortrinnsvis over 11,0. Slike væsker blir vanligvis betegnet "ferskvannsborevæsker" eller boreslam. De er meget anvendt for boring av brønner, slik som olje- og gassbrønner, fordi de er relativt billige, lette å regulere og relativt effektive. Selv når man skal bruke en spesialisert borevæske for å regulere og bekjempe spesielle problemer man antar vil oppstå i dypereliggende formasjoner, så blir ferskvannsborevæsker ofte brukt under den første borefasen, hvoretter borevæsken blir omdannet til en spesialisert væske.
Hvis det dispergeringsmiddel som brukes i ferskvannsborevæsken som brukes for å bore toppen på hull, ikke er effektivt i den spesialiserte borevæske som skal brukes for boring i dypere formasjoner, så vil materialet vanligvis gå tapt, og man trenger større mengder av et annet dispergeringsmiddel i den spesialiserte væske enn det som ville være tilfelle hvis man brukte et dispergeringsmiddel i ferskvannsborevæsken som også var effektivt i den spesialiserte væske. I norsk patent nr. 136.674 er det beskrevet en ny borevæske inneholdende lave mengder av faste stoffer for boring gjennom skifer og som er usedvanelig effektiv for boring i visse problem-fylte skiferlag man ofte støter på under boring i den sør-vestre del av USA. I norsk patent nr. 135.940 er det beskrevet et nytt additiv for den ovennevnte borevæske, i hvilken de fleste kjente borevæskedispergeringsmidler er ineffektive. Nevnte materiale som er et hydrolysert cerealfaststoff, er sammensatt av heksasakkarider og høyere polysakkarider.
I begynnelsen syntes det som om materialet var ineffektivt i borevæsker som ikke inneholdt kalsium. Man har imidlertid funnet at materialet er effektivt i borevæsker som inneholder opp til 200 ppm kalsium oppløst i den vandige fase, hvis pH-verdien for borevæsken økes til minst 10, fortrinnsvis 11,0 eller mer. Videre har man funnet at en tilsetning av en mindre mengde av et vannoppløselig kromat- eller dikromatsalt, f.eks. natrium-eller kaliumkromat eller dikromat, vil øke effektiviteten av det hydrolyserte cerealfaststoff i vesentlig grad. Det er følgelig mulig å bruke det samme materiale, dvs. et hydrolysert cerealfaststoff, som dispergeringsmidlet i den ferskvannsborevæske som brukes for å bore toppdelen av brønnen, også i den borevæske som inneholder kalsium som brukes under den senere boring. Som et resultat av dette, kan man i vesentlig grad redusere den mengde dispergeringsmiddel som er nødvendig for å omdanne toppvæsken til en væske for boring gjennom skiferforma-sjoner.
Konsentrasjonen av hydrolysert cerealfaststoff som
er nødvendig for å redusere gelstyrken på en borevæske til det forønskede område, vil være avhengig av den opprinnelige gelstyrke på væsken såvel som andre faktorer. Vanligvis er det ønskelig og foretrukket å utføre et forprosjekt for å bestemme de optimale konsentrasjoner. Meget små justeringer kan kreve så lite som 0,35 kg hydrolysert cerealfaststoff pr. m borevæske, i visse ekstreme tilfelle så mye som fra 22,8-28,5 kg/ m^. Vanligvis vil man kunne oppnå den forønskede reduksjon i gelstyrken ved å bruke fra ca. 2,85 til ca. 17,10 kg hydrolysert cerealfaststoff pr. m <3>av borevæsken.
Eksperimenter
To typer målinger ble brukt for å bestemme de eksper-imentelle data som er angitt her. Gelstyrker ble målt ved å bruke et "Shearometer"-rør, og et "Fann VG"-meter ble brukt for å bestemme andre reologiske egenskaper.
Det er blitt vanlig praksis innenfor boreteknologien
å måle gelstyrker ved å bruke et "Shearometer"-rør. En opp-målt mengde av borevæsken plasseres i en beholder og rystes, og røret slippes ned i borevæsken umiddelbart etter rystingen eller annen røring er avsluttet. Hvis røret bare synker delvis ned i borevæsken i løpet av et intervall på 60 sek., blir røret tatt ut, og man måler hvor langt røret trengte ned i væsken. Borevæsken hensettes uten ytterligere røring i 10 min., og man gjentar prøven. Hvis røret igjen bare synker delvis ned i væsken, måler man igjen inntrengningsdybden.
Hvis "Shearometer"-røret synker 3 cm ned ved prøven som blir utført umiddelbart etter røringen, og synker 5 cm etter at borevæsken har stått uten ytterligere røring i 10 min., angis gelstyrken som 3-5. Hvis det på den annen side er slik at røret synker til bunnen av beholderen på mindre enn 60 sek., så noterer man seg den tid som er nødvendig for at røret skal synke ned til bunnen. Hvis røret f.eks. synker til bunnen av beholderen i løpet av 15. sek., angis gelstyrken som 0^. Hvis man f.eks. under målingen av en gelstyrke i en borevæske finner at røret synker til bunnen av beholderen i løpet av 10 sek. i den prøve som utføres umiddelbart etter røring, og synker til bunnen i løpet av 30 sek. etter at borevæsken er hensatt uten røring i 10 min., så vil gelstyrken angis som 0"^-0^.
Nevnte "Fann VG"-meter er en type "Stormer"-viskometer, og man bruker en ytre sylinder som kan dreies med 300 omdr./min.
(opm) og ved 600 omdr./min. En indre konsentrisk sylinder er forbundet med en skala slik at man kan avlese verdien. Avles-ningen ved 600 og 300 opm noteres. Ut fra disse avlesninger kan man beregne den plastiske viskositet, flytegrensen og den tilsynelatende viskositet ved hjelp av følgende ligninger: (1) plastisk viskositet = avlesning ved 600 omdr./min. - avlesning ved 300 omdr./min. (2) flytepunkt = plastisk viskositet - avlesning ved 300 omdr./min.
(3) tilsynelatende viskositet = x avlesning ved
600 omdr./min.
Flytepunktet er en parameter som er spesielt interes-sant i foreliggende oppfinnelse. Vanligvis vil et lavt flytepunkt indikere at dispergeringsmidlet er effektivt i den borevæske som prøves.
Det hydrolyserte cerealfaststoffadditiv ble prøvet i
en vandig borevæske inneholdende lite kalsium, og de oppnådde data er angitt i tabell II nedenfor.
Forsøk A gir reologiske egenskaper for en ubehandlet borevæske. Det fremgår fra forsøk B at flytepunktet ble redusert bare fra 62 til 31 ved å bruke 2,85 kg hydrolysert cerealfaststoff pr. m 3 av borevæsken ved en pH-verdi av 7,9. Materialet er således ikke spesielt effektivt ved denne pH-verdi. Forsøk C er det samme som forsøk B, bortsett fra at pH-verdien var hevet til 9,5 ved å tilsette natriumhydroksyd, og man får her endog mindre reduksjon i flytepunktet eller gelstyrken. Ved en pH-verdi av 11,5 ble imidlertid som vist i forsøk D, flytepunktet redusert fra 62-17, og gelstyrken redusert fra 40-50 verdier for ubehandlet væske til 0 7-6. Dette er et meget tilfredsstillende resultat for en lav tilsetning som 2,85 kg/m 3.
I forsøk É ble det tilsatt 5,7 kg hydrolysert cerealfaststoff til hver m 3 av borevæsken (forsøk A) ved en pH-verdi av 8,3. Flytepunktet var 39 og gelstyrken 10-14. Verdiene er bare noe bedre enn i forsøk B hvor man bruke 2,85 kg hydrolysert cerealfaststoff ved en tilsvarende lav pH-verdi. I forsøk F hvor man brukte 5,7 kg/m <3>av nevnte hydrolyserte cerealfaststoff, men ved en pH-verdi av 9,5, fikk man i alt vesentlig de samme verdier for gelstyrke og flytepunkt. I forsøk G imidlertid, hvor pH-verdien var hevet til 11,5, ble flytepunktet redusert til 12 og gelstyrken til 0^-4, noe som er et tilfredsstillende resultat.
Forsøkene H, I og J var av samme type som nevnt ovenfor, og man brukte 11,4 kg hydrolysert cerealfaststoff pr. m <3>og pH-verdier på 8,3, 9,5 hhv. 11,4. Man ser at man oppnår gode resultater ved en pH-verdi omkring 11, men relativt lite tilfredsstillende verdier under dette nivå.
De data som således er vist i tabell II viser klart at nevnte hydrolyserte cerealfaststoff effektivt reduserer flytepunktet og gelstyrken for en ferskvannsborevæske ved en pH-verdi av minst 10, fortrinnsvis ved en pH-verdi over 11,0.
Ytterligere laboratorieeksperimenter ble utført for å bestemme hvorvidt en tilsetning av en mindre mengde av et vannoppløselig kromat- eller dikromatsalt ville øke effektiviteten for nevnte hydrolyserte cerealfaststoff i en ferskvannsborevæske. De oppnådde resultater er angitt i tabell III.
Forsøk K i tabell III er en borevæske uten noen behand-ling. Forsøkene L og M viser effektiviteten av 11,4 kg/m<3>
av hydrolysert cerealfaststoff ved lav og høy pH-verdi. Forsøk-ene N og 0 viser at natriumkromat er ineffektivt for reduksjon av flytepunktet og gelstyrken i ferskvannsborevæsker enten ved lav eller høy pH-verdi, når man ikke brukte hydrolysert cerealfaststoff sammen med natriumkromat. Forsøkene P og Q viser at bare 1,42 kg natriumkromat i kombinasjon med 11,4 kg hydrolysert cerealfaststoff pr. m 3 av borevæsken, resulterer i en meget effektiv reduksjon av flytepunktet og gelstyrken. En sammenlig-ning av forsøkene L og M med forsøkene P og Q viser at bruken av natriumkromat og hydrolysert cerealfaststoff virker syner-gestisk både ved pH-verdier av 9,8 og 11,4, ettersom størrelsen på reduksjonen i gelstyrke og flytepunkt er større ved hvert pH-nivå når natriumkromat blir brukt, enn når nevnte forbindelse ikke ble brukt, sammen med nevnte hydrolyserte cerealfaststoff.
Forsøkene R, S, T og U viser at natriumdikromat i alt vesentlig opptrer på samme måte som natriumkromat. På lignende måte kan man bruke andre vannoppløselige kromat- eller dikrom-atsalter. For eksempel kan man bruke kalium-, litium- eller ammoniumkromat eller -dikromat.
De ovennevnte data har således fastslått at det hydrolyserte cerealfaststoff som brukes i borevæsken ifølge foreliggende oppfinnelse er effektiv for reduksjon av flytepunkt og gelstyrke i en væske når den inneholder lite eller intet oppløselig kalsium så lenge pH-verdien er over 10, fortrinnsvis over 11,0. Videre er det påvist at man ved å bruke fra 0,35 til ca. 5,7 kg, fortrinnsvis fra ca. 1,42 til ca. 2,85 kg/m<3> av et vannoppløse-lig kromat- eller dikromatsalt, i vesentlig grad vil bedre effektiviteten av det nevnte hydrolyserte cerealfaststoff som et reduksjonsmiddel for gelstyrke og flytepunkt.
Claims (2)
1. Vandig borevæske med en flytende fase i hvilken det er oppløst et additiv for å redusere gelstyrken og flytepunktet, omfattende hydrolyserte cerealfaststoffer inneholdende fra 15-25 vekt-% disakkarider, trisakkarider, tetrasakkarider og pentasakkarider og fra 75-85 vekt-% heksasakkarider og høyere,
og eventuelt 0,35-5,71 kg/m av et vannoppløselig kromat- eller dikromatsalt, karakterisert ved at den flytende fase inneholder mindre enn 200 ppm kalsium og har en pH-verdi over 10.
2. Borevæske ifølge krav 1, karakterisert ved at den har en pH-verdi over 11,0.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US05/490,435 US3998742A (en) | 1972-12-18 | 1974-07-22 | Additive for reducing gel strength in aqueous drilling fluids |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO752585L NO752585L (no) | 1976-01-23 |
NO139924B true NO139924B (no) | 1979-02-26 |
NO139924C NO139924C (no) | 1979-06-06 |
Family
ID=23948028
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO752585A NO139924C (no) | 1974-07-22 | 1975-07-21 | Vandig borevaeske. |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
CA (1) | CA1024732A (no) |
DE (1) | DE2524745A1 (no) |
DK (1) | DK295375A (no) |
ES (1) | ES439650A1 (no) |
GB (1) | GB1464053A (no) |
HU (1) | HU175426B (no) |
NL (1) | NL7508610A (no) |
NO (1) | NO139924C (no) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AU556313B2 (en) * | 1982-12-29 | 1986-10-30 | Stauffer Chemical Company | Oil well drilling composition of aqueous alkali/polymer |
GB8923082D0 (en) * | 1989-10-13 | 1989-11-29 | Ecc Int Ltd | Wellbore fluid |
-
1975
- 1975-05-13 GB GB1997575A patent/GB1464053A/en not_active Expired
- 1975-06-04 DE DE19752524745 patent/DE2524745A1/de not_active Withdrawn
- 1975-06-11 CA CA229,081A patent/CA1024732A/en not_active Expired
- 1975-06-30 DK DK295375A patent/DK295375A/da unknown
- 1975-07-18 NL NL7508610A patent/NL7508610A/xx not_active Application Discontinuation
- 1975-07-21 NO NO752585A patent/NO139924C/no unknown
- 1975-07-21 HU HU75TE832A patent/HU175426B/hu unknown
- 1975-07-22 ES ES439650A patent/ES439650A1/es not_active Expired
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
HU175426B (hu) | 1980-07-28 |
NO139924C (no) | 1979-06-06 |
NO752585L (no) | 1976-01-23 |
CA1024732A (en) | 1978-01-24 |
DE2524745A1 (de) | 1976-02-12 |
NL7508610A (nl) | 1976-01-26 |
GB1464053A (en) | 1977-02-09 |
ES439650A1 (es) | 1977-03-01 |
DK295375A (da) | 1976-01-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3878110A (en) | Clay-free aqueous sea water drilling fluids containing magnesium oxide or calcium oxide as an additive | |
EP1472324B1 (en) | High performance water based drilling mud and method of use | |
US3738437A (en) | Drilling process using a shale protecting polymer drilling fluid system | |
NO144047B (no) | Herdbar blanding for sementering av dype borehull | |
US2570947A (en) | Drilling fluids and methods of using same | |
NO339481B1 (no) | Vannbasert boreslam med høy ytelse og fremgangsmåte for anvendelse | |
WO2002102922A1 (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
NO794061L (no) | Hoeydensitets vaeskepreparater. | |
EP1257610A2 (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
AU2003207770A1 (en) | High performance water based drilling mud and method of use | |
NO301173B1 (no) | Kompletterings- og brönnoverhalingsfluid for olje- og gassbrönner | |
NO136845B (no) | Leirfri borefluid. | |
US3989630A (en) | Low solids shale controlling drilling fluid | |
NO177011B (no) | Vannbasert borefluid | |
US4257903A (en) | Drilling fluid containing crosslinked polysaccharide derivative | |
NO316450B1 (no) | Vannbasert borefluid og borefluid-additiv-blanding | |
NO312768B1 (no) | Blanding til ökning av viskositeten av et vannbasert fluid og anvendelse av blandingen | |
US2856356A (en) | Preparation of a drilling fluid composition and method of use | |
US2371955A (en) | Well drilling fluid | |
US3012606A (en) | Method of protecting a well casing and tubing against leakage, collapse, and corrosion | |
NO135940B (no) | ||
US3042607A (en) | Drilling fluid | |
US4941982A (en) | Calcium-free clear high density fluids | |
NO139924B (no) | Vandig borevaeske. | |
US3998742A (en) | Additive for reducing gel strength in aqueous drilling fluids |