NO146434B - DRILLING COMPOSITION OF WATER, BENTONITE CLAY AND A POLYMER, AND USING THE DRILLING FLUID FOR DRILLING A BURNER - Google Patents
DRILLING COMPOSITION OF WATER, BENTONITE CLAY AND A POLYMER, AND USING THE DRILLING FLUID FOR DRILLING A BURNER Download PDFInfo
- Publication number
- NO146434B NO146434B NO771319A NO771319A NO146434B NO 146434 B NO146434 B NO 146434B NO 771319 A NO771319 A NO 771319A NO 771319 A NO771319 A NO 771319A NO 146434 B NO146434 B NO 146434B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- polymer
- bentonite
- drilling fluid
- drilling
- viscosity
- Prior art date
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims description 101
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 90
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 82
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 title claims description 74
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 title claims description 74
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-PWCQTSIFSA-N Tritiated water Chemical group [3H]O[3H] XLYOFNOQVPJJNP-PWCQTSIFSA-N 0.000 title 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 title 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 73
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 claims description 46
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 claims description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 claims description 33
- 229920001495 poly(sodium acrylate) polymer Polymers 0.000 claims description 14
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 14
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 4
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims description 3
- TXTCTCUXLQYGLA-UHFFFAOYSA-L calcium;prop-2-enoate Chemical group [Ca+2].[O-]C(=O)C=C.[O-]C(=O)C=C TXTCTCUXLQYGLA-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 24
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 19
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 18
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical class COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 8
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 7
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 7
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 5
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 4
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004133 Sodium thiosulphate Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 2
- RNIHAPSVIGPAFF-UHFFFAOYSA-N Acrylamide-acrylic acid resin Chemical compound NC(=O)C=C.OC(=O)C=C RNIHAPSVIGPAFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004160 Ammonium persulphate Substances 0.000 description 1
- 108010010803 Gelatin Proteins 0.000 description 1
- 239000004159 Potassium persulphate Substances 0.000 description 1
- VEUACKUBDLVUAC-UHFFFAOYSA-N [Na].[Ca] Chemical compound [Na].[Ca] VEUACKUBDLVUAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019395 ammonium persulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 229940043430 calcium compound Drugs 0.000 description 1
- 150000001674 calcium compounds Chemical class 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 1
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZZZOJZZZSSIONA-UHFFFAOYSA-L calcium prop-2-enoate prop-2-enoic acid Chemical compound C(C=C)(=O)O.C(C=C)(=O)[O-].[Ca+2].C(C=C)(=O)[O-] ZZZOJZZZSSIONA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BNBRQOLNMPCXKZ-UHFFFAOYSA-N calcium;prop-2-enoic acid Chemical compound [Ca].OC(=O)C=C BNBRQOLNMPCXKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 description 1
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 description 1
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 description 1
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019394 potassium persulphate Nutrition 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000003878 thermal aging Methods 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 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
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
- C09K8/24—Polymers
-
- 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
- C08K3/34—Silicon-containing compounds
- C08K3/346—Clay
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Fire-Extinguishing Compositions (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører en borevæske, mer spesielt The invention relates to a drilling fluid, more particularly
en høyeffektiv borevæske inneholdende bentonittleire og mer enn ca. 7% av et partielt kalsiumsalt av polyakrylsyre og/eller et partielt kalsiumsalt av natriumpolyakrylat nøytralisert med kalsium i en mengde mindre enn 15%. Polymeren muliggjør at borevæsken når en høy viskositet med meget lavt bentonittinnhold for å tilveiebringe en borevæske méd en effektivitet på mer enn 500 fat pr. tonn bentonitt. Det er i det følgende benyttet den av fagfolk anvendte enhet "fat", idet 1 fat svarer til 119,24 liter. a highly efficient drilling fluid containing bentonite clay and more than approx. 7% of a partial calcium salt of polyacrylic acid and/or a partial calcium salt of sodium polyacrylate neutralized with calcium in an amount less than 15%. The polymer enables the drilling fluid to reach a high viscosity with very low bentonite content to provide a drilling fluid with an efficiency of more than 500 barrels per day. tonnes of bentonite. In the following, the unit "barrel" used by professionals is used, since 1 barrel corresponds to 119.24 litres.
Borevæske benyttes i boring av brønner for utvinn-ing av olje, gass eller vann. Praksis er å resirkulere et fluidum kalt "boreslam" ned gjennom et hult borerør gjennom fronten av borehodet og oppad gjennom borehullet. Boreslammet tjener til å avkjøle og smøre drillboret og heve boreavfallet til overflaten og å tette sidene av brønnen for å hindre tap av vann Drilling fluid is used in drilling wells for the extraction of oil, gas or water. The practice is to recirculate a fluid called "drilling mud" down through a hollow drill pipe through the front of the drill head and up through the borehole. The drilling mud serves to cool and lubricate the drill bit and raise the cuttings to the surface and to seal the sides of the well to prevent water loss
og borevæske inn i formasjonen som omgir borehullet. Boreslammet må ha både egnet viskositet og noen grad av gelering for å bære boreavfallet til overflaten, over en sikt å fjerne større deler og å fjerne sand i et avsetningsbasseng. and drilling fluid into the formation surrounding the borehole. The drilling mud must have both suitable viscosity and some degree of gelation to carry the drilling waste to the surface, over a sieve to remove larger parts and to remove sand in a settling basin.
Bentonitt er det mest brukte fortykningsstoff. Bentonite is the most commonly used thickener.
1 Faststoffinnholdet av en typisk vannbasert borevæske er i området på 5-7% bentonitt, idet resten er vann, kjemiske tilsetninger og finfordelt boreavfall. Endelig har bruk av borevæske med lavt faststoffinnhold øket i brønnboring på grunn av de økede hastigheter som kan oppnås derved. Vanligvis, jo lavere konsen-trasjonen av kolloidalt faststoff er, desto hurtigere er bore-hastigheten. Imidlertid må boreslammet ha en minimumsgrad av viskositet og gelering for å føre boreavfallet til overflaten. Det er derfor et primært mål ved fremstilling av en borevæske 1 The solids content of a typical water-based drilling fluid is in the range of 5-7% bentonite, the rest being water, chemical additives and finely divided drilling waste. Finally, the use of drilling fluid with a low solids content has increased in well drilling due to the increased speeds that can be achieved thereby. Generally, the lower the concentration of colloidal solids, the faster the drilling rate. However, the drilling mud must have a minimum degree of viscosity and gelation to carry the drilling waste to the surface. It is therefore a primary goal when producing a drilling fluid
å oppnå et fluidum som har den nødvendige viskositet og gelering med minimal mengde av kolloidale faste stoffer. to obtain a fluid having the required viscosity and gelation with a minimal amount of colloidal solids.
En forbedring ved bruk av borevæske med lavt faststoffinnhold oppnås ved tilsetning av polymerer og kopolymerer for kraftig å peptisere bentonitten i væsken. Noen av disse polymerer har gitt en fordobling eller til og med en tredobling av normalviskositeten av bentonittborevæsken for å oppnå godtagbar viskositet og gelatinkarakteristikk ved et bentonittinnhold til-svarende et utbytte på minst 270 fat pr. tonn bentonitt. U.S.patenter nr. 3.558.545 og 3.323.603 omtaler at tilsetningen av en kopolymer av akrylsyreakrylamid kan bevirke et maksimalt bentonittutbytte på ca. 267 fat pr. tonn. An improvement when using drilling fluid with a low solids content is achieved by adding polymers and copolymers to strongly peptize the bentonite in the fluid. Some of these polymers have given a doubling or even a tripling of the normal viscosity of the bentonite drilling fluid in order to achieve acceptable viscosity and gelatin characteristics at a bentonite content corresponding to a yield of at least 270 barrels per tonnes of bentonite. U.S. Patents Nos. 3,558,545 and 3,323,603 mention that the addition of a copolymer of acrylic acid acrylamide can effect a maximum bentonite yield of approx. 267 barrels per ton.
Disse typiske tidligere kjente borevæskeblandinger oppnår høyere utbytter ved godtagbar viskositet og gelatin-eringsnivå, tilsettes de polymere generelt i meget lav kon-sentrasjon, eksempelvis ca. 1% eller mindre, dvs. ca. 2\ kg polymer bevirker virkelig en minskning av viskositeten. These typical previously known drilling fluid mixtures achieve higher yields at acceptable viscosity and gelatinization level, if the polymers are generally added in a very low concentration, for example approx. 1% or less, i.e. approx. 2\ kg of polymer really causes a reduction in viscosity.
Tilsetningen av polymerer til en borevæske bevirker først en økning i viskositeten når den tilsettes til bentonitt. I ytterligere tilsetning av polymer, faller viskositeten samtidig med utfelling av polymer. Dette skyldes det faktum at polymeren blir et flokkuleringsmiddel istedenfor et dispergeringsmiddel for bentonitt. Istedenfor å øke gela-tineringskarakteristikken av bentonitt og så øke viskositeten, bevirker polymeren at det dannes utfelling,og viskositeten og geldannelsesegenskapene av borevæsken går ned. The addition of polymers to a drilling fluid only causes an increase in viscosity when it is added to bentonite. In further addition of polymer, the viscosity drops simultaneously with precipitation of polymer. This is due to the fact that the polymer becomes a flocculant instead of a dispersant for bentonite. Instead of increasing the gelatinization characteristics of the bentonite and thus increasing the viscosity, the polymer causes precipitation to form and the viscosity and gelling properties of the drilling fluid to decrease.
Økning av viskositets- og geldannelsesegenskaper i borevæsken er meaet ønskelig av flere grunner. Ved å øke viskositeten og geldannelsesegenskapene av borevæsken kreves mindre faststoffer ved å fremstille en borevæske som har de samme løfteegenskaper som et fluidum inneholdende en meget høy prosent bentonitt. Med mindre faststoff i boresammen-setningen økes borkronens levetid. Øket borkrone-levetid til- - veiebringer besparelser både i utgifter til borekrone og i arbeidet, da det ikke er nødvendig å skifte borkrone så ofte. Øket levetid for borkronen kan være hovedfordelen. Videre er det nødvendig med en lavere prosentsats med dyr kolloidal bentonitt. An increase in viscosity and gel formation properties in the drilling fluid is desirable for several reasons. By increasing the viscosity and gelling properties of the drilling fluid, less solids are required to produce a drilling fluid that has the same lifting properties as a fluid containing a very high percentage of bentonite. With less solids in the drill composition, the lifetime of the drill bit is increased. Increased drill bit life brings savings both in costs for the drill bit and in the work, as it is not necessary to change the drill bit as often. Increased lifetime of the drill bit can be the main advantage. Furthermore, a lower percentage of expensive colloidal bentonite is required.
De typiske patenter tilhørende teknikkens stand på området som åpenbarer tilsetning av en polymer til en bentonittborevæske for å øke viskositeten og geldannelsesegenskapene angir at det er en minimal og en maksimal mengde av polymer som er nyttig i et boreslam. Dette er riktig enten polymeren settes til bentonitten eller settes til borevæsken inneholdende bentonitt. The typical prior art patents disclosing the addition of a polymer to a bentonite drilling fluid to increase viscosity and gelling properties state that there is a minimum and a maximum amount of polymer that is useful in a drilling mud. This is true whether the polymer is added to the bentonite or added to the drilling fluid containing bentonite.
Det er en god grunn for at det tidligere angis et spesielt prosentområde, hvori polymertilsetningen er effektiv. Under det minimum som angis har polymeren tydeligvis ingen innvirkning på bentonittens viskositets- og geleringsegenskaper. Innen dette området er virkningen god. Når mere polymer tilsettes, er det tydelig tap i viskositet og geleringsegenskaper. Tidligere ble det derfor anbefalt å benytte meget små mengder av polymer - for det meste alltid mindre enn 5%. Fallet i viskositet og gelatinering har bevirket at brukeren stopper polymertilsetningene. There is a good reason why a special percentage range in which the polymer addition is effective is indicated earlier. Below the minimum stated, the polymer clearly has no effect on the viscosity and gelation properties of the bentonite. Within this area, the effect is good. When more polymer is added, there is a clear loss in viscosity and gelling properties. In the past, it was therefore recommended to use very small amounts of polymer - mostly always less than 5%. The drop in viscosity and gelatinization has caused the user to stop the polymer additions.
En annen grunn til at det tidligere ikke ble tilsatt mer enn ca. 5% polymer er at det ble antatt at en spe-siell minimumsmengde av bentonitt pr. fat var nødvendig for å hindre uønsket fluidumtap til den omgivende formasjon. Another reason why previously no more than approx. 5% polymer is that it was assumed that a special minimum amount of bentonite per barrel was necessary to prevent unwanted fluid loss to the surrounding formation.
En senere forbedring er bruk av polymerer alene for å fortykke vann for bruk som brønnborefluidum. Vanskeligheten med disse fluida er at på grunn av de store vannmengder og på grunn av de spesielle polymerer som anvendes er en meget høy grad av vanntap og borevæske gjennom den omgivende jordforma-s jon. A later improvement is the use of polymers alone to thicken water for use as well drilling fluid. The difficulty with these fluids is that due to the large amounts of water and due to the special polymers used, there is a very high degree of water loss and drilling fluid through the surrounding soil formation.
En hensikt med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en ny og forbedret borevæske for å føre boreavfall til overflaten av en brønn. One purpose of the present invention is to provide a new and improved drilling fluid for carrying drilling waste to the surface of a well.
En annen hensikt med oppfinnelsen er å tilveiebringe en meget effektiv bentonitt-borevæske som har en viskositet, et vanntap og geleringsegenskaper som et bentonitt-fluidum som inneholder meget mere bentonitt. Another purpose of the invention is to provide a very effective bentonite drilling fluid which has a viscosity, a water loss and gelling properties like a bentonite fluid which contains much more bentonite.
En annen hensikt med oppfinnelsen er å tilveiebringe en ny og forbedret borevæske som har et lavere faststoffinnhold enn i hittil kjente borevæsker. Another purpose of the invention is to provide a new and improved drilling fluid which has a lower solids content than previously known drilling fluids.
En ytterligere hensikt med oppfinnelsen er å tilveiebringe en anvendelse av borevæsken ved boring av A further purpose of the invention is to provide a use of the drilling fluid when drilling
en brønn under anvendelse av en borekrone. a well using a drill bit.
En annen hensikt med oppfinnelsen er å tilveiebringe en ny og forbedret borevæske som har et lavere faststoff innhold enn tidligere kjente borevæsker, men samtidig oppnå: et filtrattap som er lavere enn for borevæsker som har 4-5 ganger mere faststoff. Another purpose of the invention is to provide a new and improved drilling fluid that has a lower solids content than previously known drilling fluids, but at the same time achieve: a filtrate loss that is lower than for drilling fluids that have 4-5 times more solids.
Oppfinnelsen vedrører altså en borevæske som består av vann, bentonittleire og en polymer som er effektiv ved å øke viskositeten av en bentonittleire-vannsuspensjon idet væsken er karakterisert ved at polymeren er et partielt kalsiumsalt av natriumpolyakrylat, et partielt kalsiumsalt av polyakrylsyre og blandinger herav, idet polymeren har 1 - 15% kalsiumakrylatgrupper og polymeren er tilstede i en mengde på 7-50 vekt-% basert på den totale tørrvekten av bentonitt, mens hver polymer, når den tilsettes til vann i en mengde på 1 vekt-% har en viskositet større enn ca. The invention therefore relates to a drilling fluid which consists of water, bentonite clay and a polymer which is effective in increasing the viscosity of a bentonite clay-water suspension, the liquid being characterized in that the polymer is a partial calcium salt of sodium polyacrylate, a partial calcium salt of polyacrylic acid and mixtures thereof, as the polymer has 1-15% calcium acrylate groups and the polymer is present in an amount of 7-50% by weight based on the total dry weight of bentonite, while each polymer, when added to water in an amount of 1% by weight has a viscosity greater than approx.
10 cP. 10 cP.
Det kan ikke bare oppnås et utbytte på 670 eller flere fat av borevæske pr. tonn bentonitt, men det er funnet at ved polymer innhold på 7 - 50% er filtrattapet vesentlig nedsatt. Et utbytte på 500 fat borevæske pr. tonn bentonitt kan lett oppnås med et partielt kalsiumsalt av polyakrylsyre eller et partielt kalsiumsalt av natriumpolyakrylat eller blandinger herav. Graden av partiell kalsiumnøytrali-sering skal være i området 1 - 15%. For å oppnå den fulle fordel ved foreliggende oppfinnelse bør mengden av kalsium-nøytralisering være minst 2% og fortrinnsvis minst 3%. Tidligere har en polymer aldri blitt satt til en borevæske i en slik stor mengde. It is not only possible to achieve a yield of 670 or more barrels of drilling fluid per tonnes of bentonite, but it has been found that with a polymer content of 7 - 50%, the filtrate loss is significantly reduced. A yield of 500 barrels of drilling fluid per tonnes of bentonite can easily be obtained with a partial calcium salt of polyacrylic acid or a partial calcium salt of sodium polyacrylate or mixtures thereof. The degree of partial calcium neutralization must be in the range 1 - 15%. To obtain the full benefit of the present invention, the amount of calcium neutralization should be at least 2% and preferably at least 3%. Never before has a polymer been added to a drilling fluid in such a large quantity.
Ved å tilsette 7 - 50% basert på den totale vekt av bentonitt av en polyakrylsyre eller natriumpolyakrylat-polymer nøytralisert til kalsiumakrylat i en mengde i området på 1 - 15%, kan det oppnås en utmerket borevæske med meget lavt faststoffinnhold, som viser et 30 minutters filtrattap så lavt som for borevæsker med fem ganger så høyt faststoffinnhold. Til å begynne med bevirker tilsetning av polymer i en mengde under det som angis tidligere en nedgang i viskositeten som vist i tabell I. Derimot oker overraskende ytterligere polymer tilsetning av partielt kalsiumsalt viskositeten betraktelig mer enn polyakrylsyre (tabell I). By adding 7 - 50% based on the total weight of bentonite of a polyacrylic acid or sodium polyacrylate polymer neutralized to calcium acrylate in an amount in the range of 1 - 15%, an excellent drilling fluid with a very low solids content can be obtained, showing a 30 minute filtrate loss as low as for drilling fluids with five times the solids content. Initially, addition of polymer in an amount below that indicated previously causes a decrease in viscosity as shown in Table I. In contrast, surprisingly, additional polymer addition of partial calcium salt increases viscosity considerably more than polyacrylic acid (Table I).
Tabell I. Table I.
Viskositebsendringer som funksjon av polymeroppladning. Basisfluidum: 5 kg pr. fat Wyoming bentonitt. Partielt kalsiumsalt av Tilsynelatende natriumpolyakrylatnivå viskositet i cP ( kg/ bonn bentonitt)<*>;<*> Polymer A som omtalt under tabell III. Viscosity changes as a function of polymer loading. Base fluid: 5 kg per barrels of Wyoming bentonite. Partial calcium salt of Apparent sodium polyacrylate level viscosity in cP ( kg/ bonn bentonite)<*>;<*> Polymer A as mentioned under table III.
Som vist i tabell I går viskositeten av borevæsken ned ved tilsetning av ytterligere polymer etter å ha nådd en topp mellom 1 - 2,5 kg polymer pr. tonn bentonitt og begynner ikke å øke inntil tilsetning på mellom 25 og 50 kg polymer pr. tonn bentonitt. Topp-viskositeten nådd ved en lav nivå, polymertilsetning nås ikke igjen før mellom 75 og 125 kg polymer pr. tonn bentonitt er tilsatt. Slike høye nivåer av polymertilsetning til en bentonitt-borevæske kan tilveiebringe en borevæske med ekstremt lavt faststoffinnhold som har en hvilket som helst ønsket viskositet uten å bevirke en vesentlig nedgang i viskositeten ved ytterligere polymertilsetning . As shown in Table I, the viscosity of the drilling fluid decreases with the addition of additional polymer after reaching a peak between 1 - 2.5 kg of polymer per tonnes of bentonite and does not start to increase until the addition of between 25 and 50 kg of polymer per tonnes of bentonite. The peak viscosity reached at a low level, polymer addition is not reached again until between 75 and 125 kg of polymer per tonnes of bentonite are added. Such high levels of polymer addition to a bentonite drilling fluid can provide an extremely low solids drilling fluid having any desired viscosity without causing a significant decrease in viscosity upon further polymer addition.
Det er funnet nødvendig å tilsette 7 - 50% polymer (basert på den totale vekt av bentonitt) for å nå den viskositet som er oppnåelig ved meget lave polymerinnhold. It has been found necessary to add 7 - 50% polymer (based on the total weight of bentonite) to reach the viscosity achievable at very low polymer contents.
Nivået av polymertilsetningen bør være større enn ca. 10 vekt-% og fortrinnsvis større enn 20 vekt-%, basert på den totale bentonittvekt, for å få full økonomisk fordel av et slikt høypolymerinnhold for å oppnå viskositeter høyere enn visko-sitetene som er oppnåelige ved tidligere kjente borevæskeblandinger. The level of polymer addition should be greater than approx. 10% by weight and preferably greater than 20% by weight, based on the total bentonite weight, in order to take full economic advantage of such a high polymer content to achieve viscosities higher than those achievable with previously known drilling fluid mixtures.
Polymer som er anvendelige i utøvelse av foreliggende oppfinnelse settes til bentonitt-vann-borevæsken i en mengde på 7 - 50 vekt-% basert på bentonittvekten. Bentonitten kan benyttes i mengder så lave som ca. 1,75 kg pr. fat. Polymers which are applicable in the practice of the present invention are added to the bentonite-water drilling fluid in an amount of 7-50% by weight based on the bentonite weight. The bentonite can be used in quantities as low as approx. 1.75 kg per barrel.
Denne polymerprosent er ikke antydet i de tidligere nevnte patenter (f.eks. U.S.Patent nr. 3.558.545, spalte 5) da høyt innhold av polymer gir en borevæske med en lav viskositet. This polymer percentage is not indicated in the previously mentioned patents (e.g. U.S. Patent No. 3,558,545, column 5) as a high content of polymer gives a drilling fluid with a low viscosity.
De partielle kalsiumsalter av akrylsyre og partielle kalsiumsalter av natriumpolyakrylat benyttet ifølge oppfinnelsen skal ha en viskositet større enn ca. 10cP, når de settes til vann i en mengde på 1 vekt-%. Fortrinnsvis skal den 1%-ige oppløsningen av polymerer i vann ha en viskositet i området på 25 - 50 cP. The partial calcium salts of acrylic acid and partial calcium salts of sodium polyacrylate used according to the invention must have a viscosity greater than approx. 10cP, when added to water in an amount of 1% by weight. Preferably, the 1% solution of polymers in water should have a viscosity in the range of 25 - 50 cP.
Det er funnet at det partielle kalsiumsalt av polyakrylsyre og det partielle kalsiumsalt av natriumpolyakrylat er spesielt godt egnet for å øke viskositeten og gelerings-egenskapene når de tilsettes i mengder på 7 - 50 vekt-%. It has been found that the partial calcium salt of polyacrylic acid and the partial calcium salt of sodium polyacrylate are particularly well suited for increasing viscosity and gelling properties when added in amounts of 7-50% by weight.
basert på den totale bentonittvekt. based on the total bentonite weight.
Tilsetningen av den polymere i en slik høy prosentsats muliggjør fremstillingen av en borevæske som har en hvilken som helst ønsket viskositet og gelatineringsegenskap-er med egnet valg av mengden av polymer og bentonitt. Det er funnet to andre meget uventede og ønskelige karakteristika av en borevæske som har en slik høy grad av polymer innhold. For det første er tap av væsken til omgivelsesformasjonen nedsatt ved tilsetning, av polymer og for det annet forbedres uventet borevæsken ved varmealdring når borevæsken benyttes, spesielt med hensyn til filtrattap. The addition of the polymer in such a high percentage allows the production of a drilling fluid having any desired viscosity and gelatinization property with suitable selection of the amount of polymer and bentonite. Two other very unexpected and desirable characteristics of a drilling fluid that has such a high degree of polymer content have been found. Firstly, loss of the fluid to the surrounding formation is reduced by the addition of polymer and secondly, the drilling fluid is unexpectedly improved by thermal aging when the drilling fluid is used, especially with regard to filtrate loss.
Borevæsken oppnår helt uventede resultater med hensyn til filtrattap til omgivende jordformasjoner. Ved tidligere borevæsker ligger det endelige filtrattap av sammen-setningen mellom filtratet som ville tapes med bentonitt alene og det som ville tapes med polymer alene. Det er funnet at når store mengder av polymer settes til bentonitt-vann-borevæske, er det endelige filtrattap omtrent halvparten av det som oppnås ved bentonitt-vann-suspensjon alene. Dette er vist i tabell II nedenfor. The drilling fluid achieves completely unexpected results with regard to filtrate loss to surrounding soil formations. In previous drilling fluids, the final filtrate loss of the composition lies between the filtrate that would be lost with bentonite alone and that which would be lost with polymer alone. It has been found that when large amounts of polymer are added to bentonite-water drilling fluid, the final filtrate loss is approximately half of that achieved by bentonite-water suspension alone. This is shown in Table II below.
For det meste danner kommersiell bentonitt, av ikke-borefluidkvalitet, i det generelle området 60 - 80 fat av fluidum pr. tonn. Boreslam-kvalitet-bentonitt gjennomsnitt-lig ca. 100 fat pr. tonn og "høy-effektiv"-bentonitt peptisert med optimalt nivå av polymer oppnår 200 fat pr. tonn. Det er tydeligvis umulig å oppnå ca. 275 fat pr. tonn utbytte med noen kjent polymer på basis av de lave tilsetninger som benyttes ved tidligere kjente modifiserte bentonittmetoder. Det er ikke noe problem lett å utvikle 400 - 500 fat pr. tonn. Da dette er 1/5 av normal bentonittinnhold, skulle det ventes å oppnå fem ganger større filtrattap. Bentonitt i seg selv ville ha et filtrattap på over 50 cm ved måling ifølge API Recommended Procedure 29. Polymeren bidrar faktisk For the most part, commercial bentonite, of non-drilling fluid quality, produces in the general range 60 - 80 barrels of fluid per ton. Drilling mud quality bentonite average equal to approx. 100 barrels per tonnes and "high-efficiency" bentonite peptized with an optimal level of polymer achieves 200 barrels per ton. It is clearly impossible to achieve approx. 275 barrels per tonne yield with some known polymer on the basis of the low additions used in previously known modified bentonite methods. It is no problem to easily develop 400 - 500 barrels per year. ton. As this is 1/5 of the normal bentonite content, five times greater filtrate loss should be expected. Bentonite by itself would have a filtrate loss of over 50 cm when measured according to API Recommended Procedure 29. The polymer actually contributes
inten til filtrattap og når den benyttes alene gir den et filtrattap på over 50 cm 3 API. Allikevel, når de to bestanddeler blandes sammen, med 7 - 50 % polymer, opptrer en vekslevirkning og filtrattapet faller til ca. insensitive to filtrate loss and when used alone it produces a filtrate loss of over 50 cm 3 API. Nevertheless, when the two components are mixed together, with 7 - 50% polymer, an exchange action occurs and the filtrate loss drops to approx.
20 cm 3 som vist i tabell II, når polymeren er en lik vektblanding av partielt kalsiumsalt av polyakrylsyre (Polymer A - under tabell III) og det partielle kalsiumsalt av natriumpolyakrylat (Polymer B - under tabell III). Det er ingen fornuftig forklaring på dette. 20 cm 3 as shown in table II, when the polymer is an equal weight mixture of partial calcium salt of polyacrylic acid (Polymer A - under table III) and the partial calcium salt of sodium polyacrylate (Polymer B - under table III). There is no reasonable explanation for this.
Filtrattap til formasjonen er kritisk. Høyt filtrattap indikerer at en tykk, gelatinert film av bentonitt-faststoff vil dannes i det indre av borehullet, hvilket bevirker friksjon mot det roterende borerør. Av denne grunn er det vanlig å benytte relativt store mengder bentonitt tilsatt modifiserte celluloser for å redusere filtrattap til den lavest mulige grad. Modifiserte celluloser er ikke nød-vendige når et partielt kalsiumsalt. av polyakrylsyre eller av natriumpolyakrylat tilsettes i den angitte mengde. De kan imidlertid tilsettes hvis nødvendig. Filtrate loss to the formation is critical. High filtrate loss indicates that a thick, gelatinized film of bentonite solids will form in the interior of the borehole, causing friction against the rotating drill pipe. For this reason, it is common to use relatively large amounts of bentonite with added modified cellulose to reduce filtrate loss to the lowest possible degree. Modified celluloses are not necessary when a partial calcium salt. of polyacrylic acid or of sodium polyacrylate is added in the specified amount. However, they can be added if necessary.
Det er funnet at borevæskene ifølge oppfinnelsen som gir 400 - 670 fat borevæske pr. tonn bentonitt har filtrattap som er lavere enn for borevæsker med normalt 200 fat pr. tonn bentonitt. Med normal boreslambentonitt benyttet ved ca. 6% faststoff innhold i vann, vil filtrattapet rutine-messig ligge rundt 13,0 cm-4 • En ekvivalent borevæske med hensyn til viskositet og gelkarakteristikker kan oppnås med bare 3% faststoffer. Da bentonittnivået er halvert, er filtrattapet stort sett fordoblet proporsjonalt med bentonittfast-stoffet i suspensjon. Ved en 15 cP borevæske ved dette innhold i vann oppnås et utbytte på 400 - 670 fat pr. tonn borevæske fra ett tonn bentonitt. En grad på 400 - 670 fat pr. tonn væske har bare 1,75 - 2,5 kg bentonitt i ett fat vann. It has been found that the drilling fluids according to the invention, which provide 400 - 670 barrels of drilling fluid per tonnes of bentonite has a filtrate loss that is lower than for drilling fluids with normally 200 barrels per tonnes of bentonite. With normal drilling mud bentonite used at approx. 6% solids content in water, the filtrate loss will routinely be around 13.0 cm-4 • An equivalent drilling fluid with regard to viscosity and gel characteristics can be achieved with only 3% solids. When the bentonite level is halved, the filtrate loss is roughly doubled in proportion to the bentonite solids in suspension. With a 15 cP drilling fluid at this water content, a yield of 400 - 670 barrels per tonnes of drilling fluid from one tonne of bentonite. A rate of 400 - 670 barrels per tonne of liquid has only 1.75 - 2.5 kg of bentonite in one barrel of water.
Et mål på effektiviteten av den anvendte polymer til å utvikle 500 fat polymer-bentonitt-fluidum er den indre viskositet av polymer og vann. En 1% suspensjon av polymer og vann skal ha en viskositet i overkant av 10 cP ved optimalt ca. 30 cP. A measure of the effectiveness of the polymer used to develop 500 barrels of polymer-bentonite fluid is the intrinsic viscosity of the polymer and water. A 1% suspension of polymer and water must have a viscosity in excess of 10 cP at optimal approx. 30 cP.
Den optimale partielle kalsiumsaltpolymer er en som har høy molekylvekt, hvilket vises ved høy viskositet i vann-oppløsning. "Høy viskositet" betyr en viskositet over 25,0 cP i en 1%-ig suspensjon av polymer og vann. Lavere viskosi-tetspolymerer ned til ca. 10 cP kan også benyttes. Tilleggs- polymerprosenter er nødvendig når det benyttes lavere visko-sitetspolymerer for å oppnå det nødvendige mål på 500 fat pr. tonn av borevæske med lavt filtrattap. Det kreves derfor mer enn ca. 7% polymer basert på den totale vekt av bentonitt tilstede i boreslammet. Den foretrukne polymer er et partielt kalsiumsalt av polyakrylsyre. The optimal partial calcium salt polymer is one that has a high molecular weight, as indicated by a high viscosity in water solution. "High viscosity" means a viscosity above 25.0 cP in a 1% suspension of polymer and water. Lower viscosity polymers down to approx. 10 cP can also be used. Additional polymer percentages are required when lower viscosity polymers are used to achieve the required target of 500 barrels per tonnes of drilling fluid with low filtrate loss. Therefore, more than approx. 7% polymer based on the total weight of bentonite present in the drilling mud. The preferred polymer is a partial calcium salt of polyacrylic acid.
Forskjellige kombinasjoner av polymer og bentonitt ble undersøkt på væsketap ved hjelp av API Recommended Procedure 29. Det ble funnet at ingen bestanddel alene er istand til å gi en egnet borevæske når den benyttes i kombinasjonen. Men kombinasjonen viser høy viskositet, lavt faststoff og lavt filtrattap som vist i tabell III. Various combinations of polymer and bentonite were examined for fluid loss using API Recommended Procedure 29. It was found that no component alone is capable of providing a suitable drilling fluid when used in combination. But the combination shows high viscosity, low solids and low filtrate loss as shown in Table III.
Polymer A (alle mengder i vektdeler): 1,0 del av kalsiumklorid oppløses i 50 vektdeler konsentrert akrylsyre. Deretter tilsettes under omrøring 0,5 deler ammoniumpersul-fat i 20 deler vann og 1,0 del natriumtiosulfat i 20 deler vann. Oppløsningen oppvarmes deretter til begynnende polymerisering som vises ved en viskositetsøkning. 37 deler natriumkarbonat tilsettes deretter for nøytralisering. Opp-løsningen oppvarmes deretter til ca. 100°C for å fordampe overskytende vann. Den resulterende tørre polymer pulveriseres deretter. Polymer A (all amounts in parts by weight): 1.0 part of calcium chloride is dissolved in 50 parts by weight of concentrated acrylic acid. Then, while stirring, 0.5 parts ammonium persulphate in 20 parts water and 1.0 part sodium thiosulphate in 20 parts water are added. The solution is then heated until polymerization begins, which is indicated by an increase in viscosity. 37 parts sodium carbonate is then added for neutralization. The solution is then heated to approx. 100°C to evaporate excess water. The resulting dry polymer is then pulverized.
Polymer B (alle deler i vektdeler): 1,0 del av kalsiumklorid oppløses i 50 deler konsentrert akrylsyre. Deretter tilsettes 0,25 deler kaliumpersulfat i 25 deler vann og 0,5 deler natriumtiosulfat i 25 deler vann under omrøring. 37 deler natriumkarbonat tilsettes deretter for nøytraliser-ing. Oppløsningen oppvarmes deretter til ca. 100°C for å fordampe overskytende vann. Den resulterende tørre polymer pulveriseres deretter. Polymer B (all parts by weight): 1.0 part calcium chloride is dissolved in 50 parts concentrated acrylic acid. 0.25 parts of potassium persulphate in 25 parts of water and 0.5 parts of sodium thiosulphate in 25 parts of water are then added while stirring. 37 parts of sodium carbonate are then added for neutralization. The solution is then heated to approx. 100°C to evaporate excess water. The resulting dry polymer is then pulverized.
(::>(::>
0,05 kg pr. m 2av borerorareal. 0.05 kg per m 2 of drilling area.
Noen av disse bentonittpolymer-kombinasjoner ble deretter undersøkt, idet det ble benyttet forurenset vann som vist i tabell IV. Some of these bentonite polymer combinations were then investigated using contaminated water as shown in Table IV.
Den foretrukne polymer fremstilles ved å omsette akrylsyre med mellom 3 og 10 mol-% kalsiumklorid for å danne et partielt kalsriumsalt. Dette danner den blandede kalsiumakrylat-akry lsyrerronomer . Monomeren polymer iser es deretter med et oppløselig persulfat og/eller et oppløselig tiosul- The preferred polymer is prepared by reacting acrylic acid with between 3 and 10 mole percent calcium chloride to form a partial calcium salt. This forms the mixed calcium acrylate-acrylic acid rhonomer. The monomeric polymer is then iced with a soluble persulphate and/or a soluble thiosul-
fat på i og for seg kjent måte. Når polymeriseringen er av-sluttet, synlig ved avslutning av en eksoterm reaksjon og en forandring i væskeviskositet, nøytraliseres det eksempelvis med kaustisk soda, natriumkarbonat eller natriumbikarbonat. Produktet, natriumkalsiumpolyakrylat, blandes deretter med bentonitt. handle in a manner known in and of itself. When the polymerization is complete, visible at the end of an exothermic reaction and a change in liquid viscosity, it is neutralized, for example, with caustic soda, sodium carbonate or sodium bicarbonate. The product, sodium calcium polyacrylate, is then mixed with bentonite.
Som et alternativ kan man begynne med akrylonitril, overføring av dette produkt til polyakrylnitril i form av et hvitt uoppløselig produkt og deretter overføring til et poly-akrylsalt ved hydrolyse med natriumhydroksyd, kalsiumoksyd eller natriumkarbonat på kjent måte. Ved fremstilling av det partielle kalsiumsalt settes kalsiumklorid under polymerisasjon-en til i mengder fra 1-15 vekt-% av den støkiometrisk nød-vendige mengde for hel nøytralisering av akrylsyren. Ved å benytte lavt nivå av kalsiumklorid er det mulig å fremstille det partielle kalsiumsalt og regulere de resulterende egenskaper av viskositet og filtrattap. As an alternative, one can start with acrylonitrile, transfer this product to polyacrylonitrile in the form of a white insoluble product and then transfer to a polyacrylic salt by hydrolysis with sodium hydroxide, calcium oxide or sodium carbonate in a known manner. When producing the partial calcium salt, calcium chloride is added during polymerization in amounts from 1-15% by weight of the stoichiometrically necessary amount for complete neutralization of the acrylic acid. By using low levels of calcium chloride it is possible to produce the partial calcium salt and regulate the resulting properties of viscosity and filtrate loss.
Under eller etter polymerisering nøytraliseres sluttproduktet med alkali som natriumkarbonat, fordampning av overskytende vann ved egnede innretninger og maling av den endelige polymer inn i blandingen. Istedenfor å tørke den endelige polymer kan den gummiaktige polymervæske settes til tørr leire og de to materialer kan males sammen gjennom en mølle. During or after polymerization, the final product is neutralized with alkali such as sodium carbonate, evaporation of excess water by suitable devices and grinding of the final polymer into the mixture. Instead of drying the final polymer, the rubbery polymer liquid can be added to dry clay and the two materials can be ground together through a mill.
Det partielle kalsiumsalt av natriumpolyakrylat The partial calcium salt of sodium polyacrylate
kan også fremstilles ved partiell omsetning av akrylsyremono-mer med en vannoppløselig kalsiumforbindelse for å danne blandet kalsiumhydrogenakrylat. De partielle kalsiumsalter er bedre enn de rene polyakrylsyrer og polyakrylater med hensyn til utvikling og utbytte og filtrattap når de tilsettes i en mengde på 7 - 50 vekt-% basert på bentonittvekten. can also be prepared by partial reaction of acrylic acid monomer with a water-soluble calcium compound to form mixed calcium hydrogen acrylate. The partial calcium salts are better than the pure polyacrylic acids and polyacrylates with respect to development and yield and filtrate loss when added in an amount of 7 - 50% by weight based on the bentonite weight.
Polyakrylsyre ble nøytralisert med kalsium i vari-erende grad, idet fremgangsmåten angitt for fremstilling av polymer A angitt under tabell III ble fulgt. Resultatene av forskjellig nivå av tilsetning av partielle kalsiumsalter av polyakrylsyre er vist på tegningen. Som det viser seg når kalsiumsaltet får over 20% polyakrylsyre, blir polymeren vesentlig uoppløselig og blir relativt ubrukelig Polyacrylic acid was neutralized with calcium to varying degrees, as the procedure indicated for the production of polymer A indicated under Table III was followed. The results of different levels of addition of partial calcium salts of polyacrylic acid are shown in the drawing. As it turns out, when the calcium salt gets over 20% polyacrylic acid, the polymer becomes essentially insoluble and becomes relatively useless
som høypolymertilsetning. Ved eller under ca. 15% kalsiumnøy-tralisering oppviser det partielle kalsiumsalt av polyakrylsyre, det partielle kalsiumsalt av natriumpolyakrylat og blandinger herav tydelig høyere viskositeter og markant lavere filtrattap enn både polyakrylsyren og det fullstendige kalsiumsalt av polyakrylsyre ved innhold på 7 - 50% basert på bentonittvekten. as high polymer additive. At or below approx. 15% calcium neutralization shows the partial calcium salt of polyacrylic acid, the partial calcium salt of sodium polyacrylate and mixtures thereof clearly higher viscosities and markedly lower filtrate loss than both the polyacrylic acid and the complete calcium salt of polyacrylic acid at a content of 7 - 50% based on the bentonite weight.
For å oppnå de data som er angitt i tabell V ble det partielle kalsiumsalt av polyakrylsyre fremstilt på samme måte som fremstillingen av polymer A angitt under tabell III. Det fullstendige kalsiumsalt ble fremstilt på samme måte som fremstillingen av polymer A som angitt under tabell III med det unntak at det ble benyttet en støkiometrisk mengde av kalsiumklorid for omsetning med konsentrert akrylsyre. Polyakrylsyrepolymeren ble fremstilt på samme måte som fremstilling av polymer A som angitt under tabell III med det unntak at kalsiumklorid ikke ble tilsatt for omsetning med konsentrert akrylsyre. To obtain the data set forth in Table V, the partial calcium salt of polyacrylic acid was prepared in the same manner as the preparation of polymer A set forth in Table III. The complete calcium salt was prepared in the same manner as the preparation of polymer A as indicated under Table III with the exception that a stoichiometric amount of calcium chloride was used for reaction with concentrated acrylic acid. The polyacrylic acid polymer was prepared in the same way as the preparation of polymer A as indicated under Table III, with the exception that calcium chloride was not added for reaction with concentrated acrylic acid.
Polymerene som fremstilles på denne måte ble hver individuelt tilsatt til bentonitt-vann-blandinger inneholdende 10,0 g bentonitt og 350 g vann og blandet med en agi-tator med 11.500 omdr./min. Viskositeten av hver sammenset-ning fremstilt således ble bestemt umiddelbart etter omrør-ing. Polymerene ble hver satt til i de angitte mengder. The polymers produced in this way were each individually added to bentonite-water mixtures containing 10.0 g of bentonite and 350 g of water and mixed with an agitator at 11,500 rpm. The viscosity of each composition thus prepared was determined immediately after stirring. The polymers were each added in the indicated amounts.
Ved å øke mengden av det partielle kalsiumsalt av polyakrylsyre fra 4% pr. tonn bentonitt til 8%, økes, som vist i tabell V, viskositeten av den vandige bentonittborevæske med 100%, mens den samme økning i mengden av tidligere kjent polyakrylsyrepolymer øket viskositeten av borevæsken med bare 53,3% og øket viskositeten av borevæske inneholdende fullstendig kalsiumsalt av polyakrylsyre med bare ca. 7,7%. By increasing the amount of the partial calcium salt of polyacrylic acid from 4% per tons of bentonite to 8%, as shown in Table V, the viscosity of the aqueous bentonite drilling fluid is increased by 100%, while the same increase in the amount of previously known polyacrylic acid polymer increased the viscosity of the drilling fluid by only 53.3% and increased the viscosity of drilling fluid containing completely calcium salt of polyacrylic acid with only approx. 7.7%.
Fordobling av mengden av hver av disse polymerer til 16% øket viskositeten av borevæsken inneholdende det partielle kalsiumsalt av polyakrylsyre fra 15 til 38 cP, Doubling the amount of each of these polymers to 16% increased the viscosity of the drilling fluid containing the partial calcium salt of polyacrylic acid from 15 to 38 cP,
men øket viskositeten av borevæsken inneholdende polyakrylsyre bare fra 11,5 til 17 cP og nedsatte viskositeten av borevæsken inneholdende det fullstendige kalsiumsalt av polyakrylsyre fra 6,5 til 5,5 cP. but increased the viscosity of the drilling fluid containing polyacrylic acid only from 11.5 to 17 cP and decreased the viscosity of the drilling fluid containing the complete calcium salt of polyacrylic acid from 6.5 to 5.5 cP.
Dobling av mengden av hver av disse polymerer fra 16% til 32%, øket viskositeten av borevæsken inneholdende det partielle kalsiumsalt av polyakrylsyre fra 38 til 86,5 cP, men øket viskositeten i borevæsken inneholdende polyakrylsyre bare fra 17 til 26,5 cP og øket viskositeten i borevæsken inneholdende det fullstendige kalsiumsalt av polyakrylsyre bare fra 5,5 til 8 cP. Doubling the amount of each of these polymers from 16% to 32% increased the viscosity of the drilling fluid containing the partial calcium salt of polyacrylic acid from 38 to 86.5 cP, but increased the viscosity of the drilling fluid containing polyacrylic acid only from 17 to 26.5 cP and increased the viscosity of the drilling fluid containing the complete calcium salt of polyacrylic acid only from 5.5 to 8 cP.
Som angitt i tabell I, er resultatene oppnådd med det partielle kalsiumsalt av natriumpolyakrylat (polymer B As indicated in Table I, the results obtained with the partial calcium salt of sodium polyacrylate (polymer B
i tabell III) likeledes merkbare og uventede som resultatene vist med det partielle kalsiumsalt av polyakrylsyre. Disse data viser at de partielle kalsiumsalter av både polyakrylsyre og natriumpolyakrylat er mer enn tre ganger så effektive som polyakrylsyre og mer enn ti ganger sa effektive som det fullstendige kalsiumsalt og polyakrylsyre i økning av viskositet i vandig bentonittborevæske. in Table III) similarly noticeable and unexpected as the results shown with the partial calcium salt of polyacrylic acid. These data show that the partial calcium salts of both polyacrylic acid and sodium polyacrylate are more than three times as effective as polyacrylic acid and more than ten times as effective as the complete calcium salt and polyacrylic acid in increasing viscosity in aqueous bentonite drilling fluid.
Dataene angitt i tabell VI viser at en optimal The data presented in Table VI show that an optimal
grad av nøytralisering ligger i området på 3 - 10% nøytraliser-ing over ca. 17% gjør de partielle kalsiumsalter ubrukelige for formålet ifølge oppfinnelsen. I hvert tilfelle ble 10,0 g "Wyoming Bentonite" blandet med 350 ml av destillert vann og den polymere satt til slammet. Viskositeten ble funnet med et "Fann" viskometer ved 600 omdr./min. etter at hver tilsetning var blandet i 3 minutter: degree of neutralization is in the range of 3 - 10% neutralization over approx. 17% makes the partial calcium salts useless for the purpose according to the invention. In each case, 10.0 g of "Wyoming Bentonite" was mixed with 350 ml of distilled water and the polymer added to the slurry. The viscosity was found with a "Fann" viscometer at 600 rpm. after each addition has been mixed for 3 minutes:
Claims (4)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US05/693,839 US4087365A (en) | 1974-01-28 | 1976-06-08 | Super-yield bentonite base drilling fluid |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO771319L NO771319L (en) | 1977-12-09 |
| NO146434B true NO146434B (en) | 1982-06-21 |
| NO146434C NO146434C (en) | 1982-09-29 |
Family
ID=24786330
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO771319A NO146434C (en) | 1976-06-08 | 1977-04-15 | Bore fluid consisting of water, bentonite clay and a polymer, and use of the drilling fluid in drilling a well |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| CA (1) | CA1069288A (en) |
| GB (1) | GB1552062A (en) |
| NL (1) | NL7706239A (en) |
| NO (1) | NO146434C (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2577568B1 (en) * | 1985-02-19 | 1987-12-18 | Coatex Sa | NON-POLLUTANT FLUIDIFYING AGENT FOR DRILLING FLUIDS BASED ON FRESH OR SALT WATER |
-
1977
- 1977-04-15 NO NO771319A patent/NO146434C/en unknown
- 1977-05-05 CA CA277,806A patent/CA1069288A/en not_active Expired
- 1977-05-16 GB GB20438/77A patent/GB1552062A/en not_active Expired
- 1977-06-07 NL NL7706239A patent/NL7706239A/en not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO146434C (en) | 1982-09-29 |
| NL7706239A (en) | 1977-12-12 |
| GB1552062A (en) | 1979-09-05 |
| NO771319L (en) | 1977-12-09 |
| CA1069288A (en) | 1980-01-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2775557A (en) | Drilling muds containing acrylic acidacrylamide copolymer salts | |
| US3878110A (en) | Clay-free aqueous sea water drilling fluids containing magnesium oxide or calcium oxide as an additive | |
| US4600515A (en) | Fluid loss control agents for drilling fluids containing divalent cations | |
| US3243000A (en) | Method and composition for drilling wells and similar boreholes | |
| EP0058917B1 (en) | Water-clay-based drilling fluids, and use of same in well drilling operations | |
| US4151096A (en) | Clay-free wellbore fluid | |
| US4299710A (en) | Drilling fluid and method | |
| US5684075A (en) | Compositions comprising an acrylamide-containing polymer and process therewith | |
| AU633262B2 (en) | Well drilling fluid and method | |
| US3953336A (en) | Drilling fluid | |
| NO136845B (en) | LEIRFRI BOREFLUID. | |
| US3323603A (en) | Drilling fluid containing acrylic acidacrylamide copolymer and method of drilling therewith | |
| US4087365A (en) | Super-yield bentonite base drilling fluid | |
| WO2019175792A1 (en) | Drilling fluid system for controlling loss circulation | |
| NO177325B (en) | Well treatment liquid and additive | |
| NO151292B (en) | CLAY-BASED DRILL OR COMPLETION SLAM WITH LOW VISCOSITY AND GOOD TEMPERATURE RESISTANCE | |
| NO164718B (en) | DRILL AND PACKAGE CASE. | |
| NO158302B (en) | NON-POLLUTING DILUTION AID FOR SEAWATER AND / OR FRESHWATER-BASED DRILL AND USE THEREOF. | |
| EP0572697B1 (en) | Fluid loss additives for water-based drilling muds | |
| US3654164A (en) | Drilling fluids | |
| NO301130B1 (en) | Mixture for dilution of drilling fluid | |
| JPH075882B2 (en) | Liquid polymer-containing composition for increasing the viscosity of an aqueous medium | |
| US3640826A (en) | Graft copolymers of acrylic acid and polyhydroxy polymeric compounds for treating clays | |
| JPS5923748B2 (en) | water-based drilling fluid | |
| NO146434B (en) | DRILLING COMPOSITION OF WATER, BENTONITE CLAY AND A POLYMER, AND USING THE DRILLING FLUID FOR DRILLING A BURNER |