NO146751B - Stabil vaeske for aa opprettholde et hydrostatisk trykk i oljebroenner - Google Patents
Stabil vaeske for aa opprettholde et hydrostatisk trykk i oljebroenner Download PDFInfo
- Publication number
- NO146751B NO146751B NO773205A NO773205A NO146751B NO 146751 B NO146751 B NO 146751B NO 773205 A NO773205 A NO 773205A NO 773205 A NO773205 A NO 773205A NO 146751 B NO146751 B NO 146751B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- weight
- viscosity
- liquid
- increasing agent
- water
- Prior art date
Links
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 title claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 81
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 45
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 33
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 18
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 11
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 10
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 10
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 8
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 8
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 8
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 8
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 7
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 7
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 7
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- -1 ammonium halide Chemical class 0.000 claims description 6
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 4
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims description 2
- PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-M naphthalene-1-sulfonate Chemical compound C1=CC=C2C(S(=O)(=O)[O-])=CC=CC2=C1 PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N sulfamic acid Chemical compound NS(O)(=O)=O IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910001514 alkali metal chloride Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 claims 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 25
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 18
- 239000000463 material Substances 0.000 description 15
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 14
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 9
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 8
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 239000004067 bulking agent Substances 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 7
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 5
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 4
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 3
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 3
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 3
- 229940071826 hydroxyethyl cellulose Drugs 0.000 description 3
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 3
- TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N levoglucosan Chemical class O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]2CO[C@@H]1O2 TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 3
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 3
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 3
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical group 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 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- HVUMOYIDDBPOLL-XWVZOOPGSA-N Sorbitan monostearate Chemical class CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O HVUMOYIDDBPOLL-XWVZOOPGSA-N 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N hexadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920013821 hydroxy alkyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N (9Z,12Z)-9,10,12,13-tetratritiooctadeca-9,12-dienoic acid Chemical compound C(CCCCCCC\C(=C(/C\C(=C(/CCCCC)\[3H])\[3H])\[3H])\[3H])(=O)O OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- PHOQVHQSTUBQQK-SQOUGZDYSA-N D-glucono-1,5-lactone Chemical compound OC[C@H]1OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O PHOQVHQSTUBQQK-SQOUGZDYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005909 Kieselgur Substances 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021314 Palmitic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Chemical class 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- DTOSIQBPPRVQHS-PDBXOOCHSA-N alpha-linolenic acid Chemical compound CC\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(O)=O DTOSIQBPPRVQHS-PDBXOOCHSA-N 0.000 description 1
- 235000020661 alpha-linolenic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 description 1
- 150000005840 aryl radicals Chemical class 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003842 bromide salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002655 kraft paper Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- OVJOMRKANUZJBM-UHFFFAOYSA-L lead(2+);sulfite Chemical compound [Pb+2].[O-]S([O-])=O OVJOMRKANUZJBM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229960004488 linolenic acid Drugs 0.000 description 1
- KQQKGWQCNNTQJW-UHFFFAOYSA-N linolenic acid Natural products CC=CCCC=CCC=CCCCCCCCC(O)=O KQQKGWQCNNTQJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N n-Pentadecanoic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-N naphthalene-1-sulfonic acid Chemical class C1=CC=C2C(S(=O)(=O)O)=CC=CC2=C1 PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 150000004671 saturated fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 239000001587 sorbitan monostearate Substances 0.000 description 1
- 229940035048 sorbitan monostearate Drugs 0.000 description 1
- 235000011076 sorbitan monostearate Nutrition 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical compound [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000000542 sulfonic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- TUNFSRHWOTWDNC-HKGQFRNVSA-N tetradecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCC[14C](O)=O TUNFSRHWOTWDNC-HKGQFRNVSA-N 0.000 description 1
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000002699 waste material 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
- C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/20—Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
- C09K8/206—Derivatives of other natural products, e.g. cellulose, starch, sugars
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- 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
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
- Y10S507/928—Spacing slug or preflush fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Magnetic Bearings And Hydrostatic Bearings (AREA)
- Image-Pickup Tubes, Image-Amplification Tubes, And Storage Tubes (AREA)
- Other Liquid Machine Or Engine Such As Wave Power Use (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en stabil, uskadelig
væske som er i stand til å opprettholde et hydrostatisk trykk på en underjordisk formasjon gjennomtrengt av en brønn, hvilken væske kjennetegnes som angitt i karakteristikken til krav 1. Væsken ifølge oppfinnelsen er stabil over et temperaturområde
fra 0° til 150°C over lengre tidsrom med spesifikke vekter varierende fra 1,318 til 2,109 kg/l.
Væsker som tidligere ble anvendt som avslutningsvæsker, ballastvæsker eller pakningsvæsker, var dyre eller de var ikke stabile ved høye temperaturer. De ville fortynnes eller avta i viskositet og gelstyrke med tid og/eller temperatur og tillate avsetning av faste stoffer. De hadde utilstrekkelig væsketaps-kontroll, kunne bare tynges til ca. 1,630 kg/l uten anvendelse av et formasjonsskadende materiale, var for korrosive og hadde en tilbøyelighet til å størkne. Typiske anvendelser er beskrevet i US patenter 2 805 722, 3 254 714 og 3 378 070.
US patent 3 850 248 angår en skillevæskeemulsjon bestående av omtrent like deler olje og ferskvann med en densitet fra 0,959 til 1,198 kg/l.
US patent 3 753 903 angår en avslutningsvæske inneholdende saltlake med oppløste salter for å øke densiteten, faste partikler av voks og andre faste stoffer for å øke stabiliteten, eventuelt et hydrocarbon for å regulere væsketap, og et emulger-ingsmiddel for å danne en emulsjon. Det påpekes i patentet at valget av emulgator er meget kritisk, og som foretrukken emulgator angies en blanding av sorbitan-monostearat og et polyoxy-ethylenderivat av sorbitan-monostearat.
Den meget stabile væske ifølge foreliggende oppfinnelse er en væske på vannbasis for anvendelse som en ballast-, skille-, paknings-, restaurerings-, avslutnings-, bore- eller perforerings-væske, eller i forbindelse med gruspakking. Dens sammensetning er slik at mange av de uønskede egenskaper hos tidligere anvendte væsker er eliminert. Den består av vann (dvs. ferskvann eller saltvann), dispergeringsmidler (valgfrie i noen tilfelle), en polymer for økning av viskositeten, et vektøkende middel som calciumcarbonat og/eller jerncarbonat (som er syreoppløselige materialer) for tyngde eller densitet, og en inhibitor som kaliumklorid, 30 g pr. 1 liter vann, for å forhindre skade på vannfølsomme formasjoner av filtratet.
Den meget stabile væske ifølge oppfinnelsen kan anvendes over et vidt temperaturområde fra frysetemperaturer opptil ca. 150°C under passende trykk over lengre tidsrom. Den kan anvendes som ballast for å frembringe en totalvekt, som en vektøknings-væske for å gi et minste eller forutvalgt hydrostatisk trykk med en densitet på 1,318 - 2,109 kg/l, eller som en relativt inert, relativt usammentrykkbar skillevæske for å skille eller bevege andre væsker eller opprettholde trykk på flater eller formasjoner under enten statiske eller dynamiske tilstander, enten under kjemiske eller mekaniske operasjoner som boring eller mellom operasjoner.
Oppslemningsvekten av væsken ifølge oppfinnelsen kan økes til 1,917 kg/l under anvendelse av calciumcarbonat som vektøkende middel som vist i tabell 1, eller til 2,109 kg/l under anvendelse av en kombinasjon av calciumcarbonat og jerncarbonat som vektøkende middel. Disse materialer er syreoppløselige. Viskositet, flytegrense og gelstyrke kan reguleres innen grenser ved enten å variere mengden og typen av dispergeringsmiddel som anvendes, eller ved å variere mengden av viskositetsøkende middel
(som vist i tabell 4 og 5). Det viskositetsøkende middel, sammen med vektøkende materialer, gir god væsketapsregulering og skaffer tilstrekkelig gelstyrke til å holde de vektøkende materialer sus-pendert under statiske betingelser ved temperaturer opptil 14 3°C. Efter at de er forblitt statiske ved 121°C i 60 dager, er der
ingen bunnfelling av partikler i væskene ifølge oppfinnelsen ved densiteter eller vekter på 1,438 og 1,917 kg/l. Dessuten inntrer ingen felling av partikler i 2,037 kg/l væske ifølge oppfinnelsen efter at den har vært statisk ved 14 3°C i 60 dager. Begge disse væsker kan pumpes eller omrøres meget lett, uten noen tilbøyelighet til størkning.
Viskositet og flytegrense avtar eftersom temperaturen øker, men ikke til et punkt som tillater bunnfelling. Denne reduksjon av viskositet skulle lette plassering, og nedsettelse av flyte-grensen vil gjøre fortrengning lettere å oppnå. Tabell 1, 2 og 3 viser oppskriftene på typiske oppslemninger fra 1,318 til 2,109 kg/l og væskeegenskaper av disse oppslemninger ved 22°, 66° og 71°C.
Gassinneslutning som følge av omsetning av syre med væske ifølge oppfinnelsen eller bobling av nitrogen gjennom væsken,
er ikke noe problem ifølge resultater fra laboratorieforsøk. Gassen som stammer fra reaksjonen av saltsyre og calciumcarbonat forsvinner lett ut av væsken. Hydrogen ble boblet gjennom væske ifølge oppfinnelsen inntil den var gassfortynnet 7%, dvs. hadde en 7% økning i volum eller nedsettelse av densitet. Tilset-ningen av et antiskumningsmiddel for at væsken lett kan av-gasses, og fortsatt bobling av gass gjennom behandlet væske, fører ikke til noen fornyet inneslutning av gass. En vakuum-avgasser er også effektiv til å fjerne innesluttet gass eller luft.
Da alle faste stoffer som anvendes ved fremstilling av væsken ifølge oppfinnelsen er i det vesentlige syreoppløselige, kan de faste stoffer lett fjernes hvis de skulle trenge inn i formasjonen. Anvendelsen av kaliumklorid i væsken for inhibering og lave væsketap skulle holde formasjonsskade på et minimum. Strømnlngsforsøk gjennom en sandstenkjerne viste ingen nedsettelse i tilbakestrømningen av råolje efter at væsken ifølge oppfinnelsen hadde vært mot kjerneflaten under et trykk på
7,03 kp/cm<2> og 66°C. Når kjernen ble spylt med 15%-ig saltsyre efter utsettelsen for væske ifølge oppfinnelsen, ble en økning av strømningshastigheten for råolje iakttatt som vist i tabell 7.
For å bestemme forlikeligheten av væsken ifølge oppfinnelsen med andre væsker, ble den blandet med forskjellige væsker og "V.G. Meter"-målinger ble tatt av blandinger. "V.G. Meter" er beskrevet i US patenter 2 703 006, 3 057 421, 3 327 825 og 3 435 666. Forsøkene ble utført i henhold til API metode 10B. Viskositeten av væsken ifølge oppfinnelsen ble redusert i hvert tilfelle når den ble fortynnet opptil 50 volum% med en bentonit-slamoppslemning, en ren cementoppslemning og en gelert vandig væske. Resultatene er vist i den følgende tabell.
På grunn av nærværet av viskositetsøkende midler som anvendes for å dispergere de vektøkende midler og redusere væsketap, er trykktapene eller strømningsfriksjonstapene for væskene ifølge oppfinnelsen høyere enn for ikke-faststoffholdige væsker.
Rimelige strømningshastigheter for plassering og fortrengning kan imidlertid oppnåes. Strømningshastighet og friksjonstrykktap kan lett bestemmes på væsken ifølge oppfinnelsen for spesielle betingelser i lys av det her anførte.
En foretrukken gruppe av viskositetsøkende midler for den meget stabile væske ifølge oppfinnelsen -er de vannoppløselige polysaccharider og særlig de usubstituerte ikke-ionogene cellulose-polymerer, som hydroxyalkylcellulose eller hydroxyalkylcellulose-ethere i hvilke alkylgruppene har 2-3 carbonatomer. Andre sub-stituenter kan være tilstede eller anvendes for å gi en vannopp-løselig cellulose som ikke på uheldig måte reagerer med høy-densitetsvæskesystemet. Den substituerte cellulose bør være hydratiserbar i høy-densitets-væsken. Den foretrukne cellulose-gruppe kan betegnes som en serie av anhydroglucoseenheter vist som følger:
Delen i parentes er to anhydroglucoseenheter, som hver har tre reaktive hydroxylgrupper. N er et helt tall som ville gi den ønskede polymermolekyHengde og fortrinnsvis en vandig viskositet på 105 - 130 viskositetsenheter for konsistens ved 22°C (omtrent lik centipoise [cP]) på et "V.G. Meter" ved 300 r/min med en 2,5%-ig vandig oppløsning i ferskvann.
Når cellulosepolymeren behandles med natriumhydroxyd og omsettes med ethylenoxyd, dannes en ethersubstituert cellulose som hydroxyethylether- eller hydroxyethyl-cellulose, som følger:
Den viste hydroxyethylcellulose eller HEC har tre av de seks hydroxylgrupper substituert med ethylenoxyd, og derfor er substitusjonsgraden (eller D.S.) 3 av 6 eller 1,5 pr. anhyclro-glucoseenhet. Den foretrukne D.S. for cellulosepolymer, som anvendes som viskositetsøkende middel ifølge oppfinnelsen, er 1,0 - 3,0.
Ovenstående formel viser også at to av de substituerte hydroxylgrupper har to mol ethylenoxyd og en har et mol ethylenoxyd, og derfor er forholdet mellom antall mol av ethylenoxyd og anhydroglucoseenhet, eller M.S.-forholdet, 5 mol pr. 2 enheter, eller 2,5. Det foretrukne M.S.-forhold for HEC-polymerer for anvendelse som viskositetsøkende midler ifølge oppfinnelsen er 1,5 - 3,0.
Den foretrukne gruppe av celluloseetherpolymerer kan således ha forskjellige polymerlengder, substitusjonsgrader og lengder av sidekjeder. Da disse faktorer er innbyrdes avhengig, kan de foretrukne polymerer lett defineres ved viskositeten i vandige oppløsninger. Brookfield-viskositet i centipoise av foretrukne typer av HEC er angitt i tabell IO.
Viskositetsmålingen og prøvefremstUlingen må kontrolleres omhyggelig. Viskositetsmålingen må være standardisert fordi viskositetsavlesningen er avhengig av skjærna stighet , temperatur, mengden av omrøring før måling og hengått tid mellom omrøring og måling. Prøven må være helt oppløst, og en fuktighetskorreksjon må medtaes. Prøver tørres ved oppvarmning i en korreksjonsovn ved en konstant temperatur på > 105 t 0,5°C i 3 timer. Prøvene avkjøles i en eksikator og veies ved værelsetemperatur. Opp-varmningen i ca. 45 minutter og avkjøling gjentaes inntil gjen-tatte vekter er innen ca. 5 mg for hver 5 g prøve. Mengden av fuktighet i prøvene anvendes for å beregne oppløsningskonsentra - sjonen av gjenværende deler av cellulosepolymeren. Polymeroppløs-ningen og prøvene for fuktighetsbestemmelse bør fremstilles sam-tidig for å sikre overensstemmelse mellom fuktighetskorreksjonen og prøvene anvendt for oppløsningsfremstilling. En beregnet mengde polymer for å fremstille den ønskede konsentrasjon og mengden av polymeroppløsning bør veies og oppbevares i en fuktighetstett beholder. Efter at fuktighetskorreksjonsfaktoren er anvendt og den nøyaktige mengde vann som kreves, er bestemt, bør vann og polymer blandes forsiktig under langsom omrøring. Når polymeren synes å være fullstendig oppløst, bør oppløsningen omrøres kraftig i 10 - 15 minutter. For viskositetsmåling bør oppløsningen være ved en konstant temperatur på 25 - 0,5°C i minst 30 minutter, men viskositeten må måles innen 2 timer fra den kraftige omrøring, eller oppløsningen bør igjen omrøres kraftig i 10 minutter og holdes ved en konstant temperatur på 25°C i 30 minutter før måling.
Dispergeringsmidler anvendt for væsker ifølge oppfinnelsen, er av to hovedtyper. Den ene eller begge typer av dispergeringsmidler kan anvendes over hele densitetsområdet, men det første dispergeringsmiddel som kan betegnes som sulfonat-dispergeringsmiddel, anvendes fortrinnsvis for densiteter opptil 1,917 kg/l. For væsker med høyere densitet hvor mere enn én type vektøkende middel og/eller større mengder av vektøkende middel anvendes, anvendes det annet dispergeringsmiddel som kan betegnes som et amid-dispergeringsmiddel. 1 alminnelighet anvendes mindre enn 0,4 vekt% (dvs. 7,13 g/l) sulfonat-dispergeringsmiddel og mindre enn 0,45 vekt% eller 8,56 g/l amid-dispergeringsmiddel i den stabile væske ifølge oppfinnelsen. For lave densiteter (f.eks. 1.4 38 kg/l) og under visse betingelser, kan dispergeringsmidlet betraktes som valgfritt, men i alminnelighet anvendes det for å lette blanding og for å forbedre suspensjonsegenskapene av den vannbaserte væske som kan være vann eller saltlake. Den maksimale konsentrasjon av dispergeringsmiddel bestemmes vanligvis av økonomien og den ønskede densitet, men den er mindre enn 1.5 vekt% av den dannede væske.
Den foretrukne gruppe av sulfonat-rdispergeringsmidler er produktet av formaldehyd og et nafthalensulfonatsalt. Et fore-trukket sulfonat-dispergeringsmiddel kombinert med polyvinyl-pyrrolidon (dvs. PVP) er beskrevet i US patent 3 359 225 som inkorporeres her ved henvisning. Inntil 10% PVP kan anvendes med nafthalensulfonatet og kan være i form av et alkali- eller jordalkalimetallsalt, men fortrinnsvis er det et natrium- eller kaliumsalt. Andre konvensjonelle dispergeringsmidler som ligno-sulfonater, sulfonerte ligniter, gluconsyre - delta-lacton og ligninvæske, kan anvendes alene i noen tilfelle og i kombinasjon med et sulfonat-dispergeringsmiddel.
Én foretrukken gruppe amid-dispergeringsmidler er fett-syreamider dannet ved omsetning av mettede eller umettede fett-syrehalogenider med 14 - 18 carbonatomer pr. molekyl med en lavmolekylær aminosulfonsyre med 1-6 carbonatomer. Sulfon-syren kan ha alkyl- og/eller arylradikaler med 1-6 carbonatomer
og én eller flere sulfonsyregrupper eller salter derav. Et fore-trukket amid er reaksjonsproduktet av fettsyreklorid og en C^-sul-fonsyre eller N-methyltaurat-natriumsalt. Dette foretrukne fett-syreamid blandes også med 25 - 75 vekt%, men fortrinnsvis like mengder, av ligninvæske. Denne ligninvæske er et avfallsprodukt fra sulfitprosessen eller Kraft-prosessen anvendt i cellulose-industrien. Dette lignin er sulfonert med et svovelinnhold på fortrinnsvis 1-3 vekt%. Andre fettsyrer som kan anvendes, er linolsyre, linolensyre, stearinsyre, palmitinsyre, myristinsyre, rnyristolsyre og blandinger av fettsyrer. Amid-dispergeringsmidlet kan anvendes som en væske eller adsorbert på en relativt inert partikkelformig bærer som diatoméjord.
Vannet eller den vandige base som anvendes for å fremstille den stabile væske ifølge oppfinnelsen, kan være ferskvann eller saltlake inneholdende ett eller flere salter opptil metning. Som vist her, foretrekkes ferskvann som basismateriale fordi det er lettere å blande bestanddelene hvis en spesiell rekkefølge anvendes. Et salt eller inhibitor tilsettes vanligvis som den siste bestanddel hvor mulig. Saltet tjener til å inhibere leirer som man kan støte på. Det polymere viskositetsøkende middel virker også som en inhibitor. Alkalimetall-, jordalkalimetall- og ammoniumsalter er foretrukne kationer for saltet, særlig natrium-, magnesium-, kalium- og/eller calciumhalogenider som klorider, bromider eller kombinasjoner derav. Saltkonsentrasjonen bør være 0,5 - 15 vekt%, og fortrinnsvis 1-6 vekt%.
De vektøkende midler som anvendes for væskene ifølge oppfinnelsen, er relativt inerte, findelte, partikkelformige materialer med en partikkelstørrelse med minst 80 vekt% mellom 2 og 50yum. Fortrinnsvis alt eller minst 90% av materialet vil passere gjennom en 200 mesh U.S. Standard sikt. Det partikkelformige vektøkende materiale bør også ha en spesifikk vekt på minst 2,4, og fortrinnsvis 2,5 - 3,8. En foretrukken gruppe av vektøkende midler ansees for syreoppløselige i vandige syrer som eddiksyre, saltsyre, salpetersyre, svovelsyrling, svovelsyre og fosforsyre. Denne gruppe innbefatter calciumcarbonat, jerncarbonat og jernoxydene. Vektøkende midler med høyere spesifikk vekt, med en spesifikk vekt på 4,0 - 7,0 som bariumsulfat og bly-sulfitt, kan anvendes i kombinasjon med syreoppløselige vektøkende midler. De syreoppløselige vektøkende midler har fortrinnsvis en partikkelstørrelsefordeling slik at minst 80% er mellom 2 og 20^um i størrelse med en gjennomsnittsstørrelse på 4 - 10yum. De vektøkende midler med høy spesifikk vekt har fortrinnsvis en par-tikkelstørrelsesfordeling slik at minst 80% er mellom 2 og 50^um med en gjennomsnittsstørrelse på 15 - 20yUm. Høye konsentrasjoner av meget små partikler er tilbøyelige til å øke viskositeten av det dannede preparat mens større partikler er tilbøyelige til å bunnfelles hurtigere. De vektøkende midler med høyere spesifikk vekt ansees ikke for syreoppløselige for anvendelsesbetingelsene, men da den stabile væske ifølge oppfinnelsen ikke trenger inn i de fleste formasjoner, ansees det for uskadelig selv med materialer av høyere spesifikk vekt. De spesielle vektøkende midler og partikkelstørrelsesfordeling påvirker væsketap. Viskositeten og API-væsketap bestemmes ved standard APl-metoder som beskrevet i API metode 10B under anvendelse av et direktelesende rotasjons-yiskosimeter ofte betegnet som et "V.G. Meter" eller "Fann V.G. Meter" og beskrevet i US patenter 2 703 006, 3 327 825, 3 435 666 og 3 057 421. Ved anvendelse av "V.G. Meter", bør viskositeten av den stabile væske ifølge oppfinnelsen ha en minimumsverdi på minst ca. 49 viskositetsenheter ved 22°C for 1,917 kg/l densi-tetsvæske. Den maksimale viskositet kan være over 300 enheter for væsker med høy vekt, avhengig av begrensninger av omrørings-og pumpeutstyret som anvendes. Viskositetsavlesningen på
"V.G. Meter" er angitt i viskositetsenheter eller konsistensenheter som omtrent svarer til centipoise (cP), men er ikke i et nøy-aktig forhold da væskene er ikke-Newtonske av karakter. Densiteten av væsken kan lett økes opptil 1,917 kg/l med ett eller flere av de syreoppløselige vektøkende midler som calciumcarbonat for å danne en stabil uskadelig væske. Densiteter opptil ca. 2,109 kg/l kan fåes ved å anvende midler i kombinasjon, som calciumcarbonat og jerncarbonat. Disse densiteter overstiger lett grensen for tidligere kjente systemer som var ca. 1,630 kg/l. Lav-densitetsvæsker med god stabilitet kan fåes ved å anvende partikkelformige materialer med lav densitet, i hvilket tilfelle mengden av viskositetsøkende middel kan reduseres. Høyere densiteter fåes ved å øke mengden av partikkelformig materiale med høy densitet. Dispergeringsmidlene og de vektøkende materialer for-enes fortrinnsvis trinnvis for å øke densitetene og dispergerings-eynen. For de fleste anvendelser bør væsketapet av den stabile væske være 8,0 eller mindre, og fortrinnsvis under 5 ml pr.
30 minutter ved 22°C. De foretrukne konsentrasjoner av syreopp-
løselige vektøkende midler er under 30 - 65 vekt% eller 399 -
1213 g/l.
Eksempler
Fremgangsmåter ved fremstilling av den uskadelige, vandige væske ifølge oppfinnelsen med høy densitet og høy stabilitet, og med egenskaper for en rekke prøver, er gitt her. Disse eksempler, fremgangsmåter og data vil gjøre det mulig for en fag-mann å utøve oppfinnelsen. Væsker kan fremstilles og modifiseres i lys av det her anførte.
Tabell 1-9 illustrerer områdene og konsentrasjonene av forskjellige bestanddeler. Deler, prosenter og forhold er angitt i vekt hvor annet ikke uttrykkelig er anført.
Prøve f rems ti11i ngsme tode
Prøver for de i tabellene angitte data ble fremstilt ved å blande under moderat eller kraftig omrøring i et blandeapparat og tilsette bestanddelene langsomt og jevnt i den angitte rekke-følge som følger: 1. Den nødvendige mengde springvann ble anbrakt i blande-apparatet ved værelsebetingelser. 2. Under moderat omrøring ble den nødvendige mengde sulfonat-dispergeringsmiddel blandet inn i vannet og rørt i ytterligere 1 minutt. 3. Under moderat omrøring ble calciumcarbonat-vektøkende middel blandet inn i vannet under ytterligere blanding i 2 minutter. 4. Under moderat til kraftig omrøring ble HEC-(hydroxyethyl-cellulose) viskositetsøkende middel blandet inn i vannet eller den vandige oppslemning under ytterligere omrøring i 10 minutter, og amid-dispergeringsmidlet og det sekundære vektøkende middel som jerncarbonat eller ytterligere vektøkende middel som blyglans eller bariumsulfat, ville bli tilsatt på dette tidspunkt for densiteter over ca. 1,917 kg/l, og 5. under blanding tilsettes inhibitorsalt som kaliumklorid, natriumklorid eller calciumklorid. Omrøringen fortsettes i ca.
3 minutter.
Prøvene prøves i henhold til API metoder som 10B. Viskosi-tetsmålinger taes fra et direkte avlesbart viskosimeter som et modell 35 "Fann V.G. Meter" under anvendelse av en nr. 2 fjaer, og verdiene angitt på måleren fordobles og noteres i tabellene. Væsketap og andre verdier måles ved standardmetoder. Den tilsyne-latende viskositet er i konsistensenheter eller tilnærmet lik centipoise og er beregnet som halvdelen av avlesningen ved 600 r/min. Plastisk viskositet ér beregnet som forskjellen mellom 600 r/min-avlesningene og 300 r/min-avlesningene. Plastisk viskositet er en indikasjon på faststoffinnholdet av væsken. Flyte-grensen er beregnet som forskjellen mellom det dobbelte av 300 r/min-avlesningen og 600 r/min-avlesningen. Det er en indikator på ■> tiltrekningen mellom partikler i væsken i g/m 2.
Blandeinstruksj oner
For bekvemhets skyld og letthet ved fremstillingen blandes væsken iflg. oppfinnelsen fortrinnsvis på et sted som har gode måle- og blandehjelpemidler, og leveres så til en hvilken som helst fjerntliggende beliggenhet for anvendelse, som på et brannområde. Lagringskar bør være rene, og skjønt utfeining av vektøkende materiale ikke ventes under lagring, bør de ha en eller annen an-ordning for periodisk omrøring. Lagrings- og blandesystemet bør gjøres omhyggelig rent og inspiseres før og efter lagring av det vektøkende materiale som calciumcarbonat. Eventuell luft anvendt for blanding og transport bør være tørr.
Væsken iflg. oppfinnelsen blandes fortrinnsvis i en turbinblander, men kan blandes med hell under anvendelse av en jet-blander eller båndblander. Typisk blandeutstyr er vist i US patenter 2 884 230, 3 237 805, 3 251 583, 3 463 460, 3 512 841, 3 563 517 og 3 844 351.
Når der anvendes en båndblander, er tilstrekkelig omrøring til å "trekke" viskositetsøkeren inn i væsken nødvendig ellers vil det bli fuktet av vann under dannelse av polymerkuler som ikke vil dispergeres lett.
Rekkefølgen av tilsetning for densiteter til 1,917 kg/l er som følger: vann, sulfonat-dispergeringsmiddel, vektøkende middel, viskositetsøkende middel og inhibitor, som kaliumklorid. Rekke-følgen av tilsetning ved densiteter fra 1,917 til 2,109 kg/l er som følger: vann, sulfonat-dispergeringsmiddel, vektøkende middel, amid-dispergeringsmiddel, høydensitets-vektøkende middel som jerncarbonat, viskositetsøkende middel og inhibitor. Amid-dispergeringsmiddel og jerncarbonat kan tilsettes sammen for å nedsette skumning, eller en antiskumningstilsetning kan anvendes.
Fremstillingsmetode I under anvendelse av en turbinblander
1. Mål av den nødvendig mengde vann i en side av turbin-blanderen. 2. Fortsett blanding og tilsett den nødvendige mengde av sulfonat-dispergeringsmiddel. 3. Fortsett blanding og tilsett den nødvendige mengde vekt-økende materiale. 4. Fortsett blanding og tilsett sammen en eventuell ytterligere nødvendig mengde av amid-dispergeringsmiddel for den nød-vendige densitet og ytterligere høydensitets-vektøkende middel som jerncarbonat. 5. Fortsett blanding og sirkulering og tilsett den nødvendige mengde viskositetsøkende middel gjennom matebeholderen. 6. Fortsett blanding og tilsett den nødvendige mengde inhibitor som kaliumklorid i en mengde på ca. 30 g/l. 7. Fortsett bevegelsen og blandingen av oppslemningen inntil de ønskede egenskaper er oppnådd.
Fremstillingsmetode II under anvendelse av en jet- blander
1. Mål av den nødvendige mengde vann i et rent kar.
2. Tilsett under sirkulering den nødvendige mengde sulfonat-dispergeringsmiddel. 3. Fortsett sirkuleringen og tilsett langsomt den nødvendige mengde vektøkende materiale som calciumcarbonat. 4. Fortsett sirkuleringen og tilsett langsomt den nødvendige mengde viskositetsøkende materiale. 5. Fortsett sirkuleringen og tilsett inhibitor som kaliumklorid. 6. Fortsett omrøringen av oppslemningen inntil de ønskede egenskaper er oppnådd. 7. Amid-dispergeringsmiddel kan tilsettes hvis lavere viskositet ønskes.
Fremstillingsmetode III under anvendelse av en båndblander
1. Mål av den nødvendige mengde vann i et rent båndblandekar. 2. Tilsett tilstrekkelig syre som 15%-ig saltsyre for å senke pH til 6,0 - 6,2 Sl. Dette krever 7-19 ml/l avhengig av vekten som skal blandes. 3. Under omrøring av væsken tilsettes den nødvendige mengde sulfonat-dispergeringsmiddel. 4. Fortsett omrøringen og tilsett langsomt den nødvendige mengde vektøkende materiale, f.eks. calciumcarbonat. 5. Fortsett omrøringen og tilsett langsomt den riktige mengde viskositetsøkende middel. 6. Fortsett omrøringen og tilsett inhibitor i form av kaliumklorid i en mengde på ca. 30 g/l. 7. Fortsett omrøringen og tilsett tilstrekkelig 20%-ig alkalioppløsning (fortrinnsvis NaOH eller KOH) til å heve pH til
frik
7,5-11,5 eller tilbake til normalt . Dette krever ca.
2,4 ml/l, avhengig av densiteten som skal blandes.
it Senkning av pH tillater det viskositetsøkende middel å fordele seg jevnere og å gjøre dette med meget mindre energi eller skjær-kraft enn normalt. Dette sinker også hydratiseringen av det viskositetsøkende middel, holder viskositeten minimal, hvilket muliggjør lettere blanding.
Når pH heves til normalt, forløper hydratiseringen av det viskosi-tetsøkende middel, og den ønskede viskositet oppnåes så.
Skulle viskositeten være mindre enn den som ønskes, eller skulle mere stabilitet, væsketapsregulering, etc., trenges for å avpasse væsken iflg. oppfinnelsen for en pakningsvæske, kan pH igjen senkes for at mere viskositetsøkende middel kan tilsettes lettere. Innstillingen av pH på normalt igjen vil føre til hydratiseringen av det viskositetsøkende middel for å frembringe den ønskede viskositetsøkning. Ingen forskjell i egenskapene ved væsken iflg.'oppfinnelsen oppsto når pH ble. hevet til 7,5 og til 11,5, hvilket viser at den endelige pH er. ikke kritisk så lenge som den er over 7,5.
Skulle vektinnstilling være ønskelig, kan de nødvendige mengder av vann eller vektøkende middel lett bestemmes i lys av det som her er angitt.
Prøve A
Trinn 1 - Morrow råolje sendes gjennom Berea-kjerne. Strømnings-hastighet = 100 ml/10 min (10 ml/min) ved 7,03 kp/cm<o >og 66°C.
Trinn 2 - Kjerne tilbakegjennomstrømmet med avslutningsvæske ifølge oppfinnelsen. Strømningshastighet = 2,5 ml/10 min (0,25 ml/min).
Trinn 3 ~ Morrow råolje sendt gjennom Berea-kjernen i samme retning som i trinn 1. Strømningshastighet = lOO ml/9 min (11,1 ml/min).
Prøve B
Trinn 1 - Morrow råolje sendt gjennom Berea-kjerne. Strømnings-hastighet = 198 ml/17 min (11,65 ml/min).
Trinn 2 - Kjerne tilbakegjennomstrømmet med avslutningsvæske ifølge
oppfinnelsen. Strømningshastighet = 1 ml/30 min.
Trinn 3 - Kjerne renset lett med vann for å fjerne all væske unn-tatt filterkake. 15%-ig saltsyre fikk lov til å forbli statisk på kaken i 20 minutter. Derefter ble 15%-ig saltsyre sendt gjennom kjernen i samme retning som i trinn 2. Strømningshastighet = 218 ml/13 min (16,77 ml/min).
Trinn 4 - Morrow råolje ble sendt gjennom Berea-kjernen i samme retning som i trinn 1. Strømningshastighet =
199 ml/6,5 min (30,6 ml/min).
Prøve C
Trinn 1 - Morrow råolje sendt gjennom Berea-kjerne. Strømnings-hastighet = 157 ml/30 min (5,23 ml/min).
Trinn 2 - Kjerne tilbakegjennomstrømmet under anvendelse av 15%-ig saltsyre. Strømningshastighet = 213 ml/2 min (106,5 ml/min).
Trinn 3 - Kjerne gjennomstrømmet med Morrow råolje i samme retning som i trinn 1. Strømningshastighet = 207 ml/15,5 min (13,35 ml/min).
Væsken ifølge oppfinnelsen ble blandet på en "Hamilton Beach Mixer" med "Dayton 5 A" reostat innstilt på IO. Blandefremgangsmåten var som følger:
1. Mål ut den nødvendige mengde vann.
2. Under blanding tilsettes den nødvendige mengde dispergeringsmiddel hvorpå blandingen fortsettes i 1 minutt. 3. Under blanding tilsettes langsomt den nødvendige mengde vektøkende middel, hvorpå blandingen fortsettes i 2 minutter. 4. Under blanding tilsettes langsomt den nødvendige mengde viskositetsøkende middel, og blandingen fortsettes i 10 minutter. 5. Under blanding tilsettes langsomt den nødvendige mengde inhibitor, og blandingen fortsettes i 3 minutter.
En nr. 2 fjær ble anvendt i modell 35 "Fann V.G. Meter" for å opptegne de reologiske egenskaper, og alle avlesninger som ble tatt, ble fordoblet .
Claims (4)
1. Stabil væske som er istand til å opprettholde et hydrostatisk trykk på en underjordisk formasjon gjennomtrengt av en brønn, karakterisert ved at den omfatter vann; 0,1 vekt% av væsken av et viskositetsøkende middel for suspendering av et vektøkende middel, idet det viskositetsøkende middel er en hydratiserbar hydroxyalkylsubstituert cellulosepolymer hvor hydroxyalkylsubstituentene har 2-3 carbonatomer; opptil 15 vekt% av væsken av en inhibitor for inhibering av leiresvelling, omfattende minst ett vannoppløselig alkalimetall-, jordalkalimetall- eller ammonium-halogenid; et vann-uoppløselig, relativt inert, findelt; partikkelformig, fast, vektøkende middel med spesifikk vekt på minst 2,0 og en gjennomsnittspartikkel-størrelse i området 2-20 ^urn, idet det vektøkende middel er calciumcarbonat og/eller jerncarbonat og foreligger i en konsentrasjon som gir ønsket væskedensitet; og et dispergeringsmiddel i en konsentrasjon på mindre enn 1,5 vekt% av væsken, hvilket dispergeringsmiddel er et kondensasjonsprodukt av nafthalensulfonat og formaldehyd og/eller en fettsyreamid-lignin-væskeblanding, hvori fettsyreamidet er fremstilt fra et fettsyre-halogenid med 14-18 carbonatomer og en lavmolekylær aminosulfonsyre med 1-6 carbonatomer og hvori ligninet er sulfonert.
2. Væske ifølge krav 1,
karakterisert ved at det viskositetsøkende middel er en hydroxyethylcellulosepolymer med en viskositet i vann ved en konsentrasjon på 1% på mindre enn 5.000 cP.
3. Væske ifølge krav 1 eller 2,
karakterisert ved at inhibitoren er et alkali-metallklorid.
4. Væske ifølge krav 1-3,
karakterisert ved at den har en densitet over 1,6 30 kg/l, fortrinnsvis over 1,917 kg/l.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US05/725,068 US4141843A (en) | 1976-09-20 | 1976-09-20 | Oil well spacer fluids |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO773205L NO773205L (no) | 1978-03-21 |
| NO146751B true NO146751B (no) | 1982-08-23 |
| NO146751C NO146751C (no) | 1982-12-01 |
Family
ID=24913037
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO773205A NO146751C (no) | 1976-09-20 | 1977-09-19 | Stabil vaeske for aa opprettholde et hydrostatisk trykk i oljebroenner. |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4141843A (no) |
| AU (1) | AU515554B2 (no) |
| BR (1) | BR7703319A (no) |
| CA (1) | CA1082906A (no) |
| DK (1) | DK413877A (no) |
| EG (1) | EG12687A (no) |
| ES (2) | ES457994A1 (no) |
| FR (1) | FR2364957A1 (no) |
| GB (1) | GB1541759A (no) |
| GR (1) | GR63247B (no) |
| NL (1) | NL184230C (no) |
| NO (1) | NO146751C (no) |
| SE (1) | SE7704112L (no) |
Families Citing this family (72)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4217229A (en) * | 1976-09-20 | 1980-08-12 | Halliburton Company | Oil well spacer fluids |
| FR2396791A1 (fr) * | 1977-07-08 | 1979-02-02 | Elf Aquitaine | Microemulsions utilisables comme " spacers " de cimentation |
| US4276182A (en) * | 1978-05-19 | 1981-06-30 | The Western Company Of North America | High temperature cement mud spacer |
| US4190110A (en) * | 1978-05-19 | 1980-02-26 | The Western Company Of North America | Method of cementing wellbores using high temperature cement mud spacer |
| US4302341A (en) * | 1979-08-09 | 1981-11-24 | Halliburton Company | Gelled aqueous well treating fluids |
| US4304300A (en) * | 1979-08-09 | 1981-12-08 | Halliburton Company | Method of using gelled aqueous well treating fluids |
| US4423781A (en) | 1980-04-01 | 1984-01-03 | Standard Oil Company | Method of using a spacer system in brine completion of wellbores |
| US4646834A (en) * | 1980-09-22 | 1987-03-03 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous treatment fluid and method of use |
| GB2131471B (en) * | 1982-12-09 | 1986-10-22 | British Petroleum Co Plc | Adsorption reducing composition |
| US4588031A (en) * | 1983-01-24 | 1986-05-13 | Oliver Jr John E | Well cementing process |
| US4530402A (en) * | 1983-08-30 | 1985-07-23 | Standard Oil Company | Low density spacer fluid |
| FR2577568B1 (fr) * | 1985-02-19 | 1987-12-18 | Coatex Sa | Agent fluidifiant non polluant pour fluides de forage a base d'eau douce ou saline |
| US4717488A (en) * | 1986-04-23 | 1988-01-05 | Merck Co., Inc. | Spacer fluid |
| US5030366A (en) * | 1989-11-27 | 1991-07-09 | Atlantic Richfield Company | Spacer fluids |
| US5113943A (en) * | 1989-11-27 | 1992-05-19 | Atlantic Richfield Company | Spacer fluids |
| US5027900A (en) * | 1990-02-26 | 1991-07-02 | Atlantic Richfield Company | Incremental density cementing spacers |
| US5552377A (en) * | 1993-04-20 | 1996-09-03 | Kindred; Jack E. | Mud sweep and spacer composition |
| US5415228A (en) * | 1993-12-07 | 1995-05-16 | Schlumberger Technology Corporation - Dowell Division | Fluid loss control additives for use with gravel pack placement fluids |
| US20080064613A1 (en) * | 2006-09-11 | 2008-03-13 | M-I Llc | Dispersant coated weighting agents |
| US7918289B2 (en) * | 1996-07-24 | 2011-04-05 | M-I L.L.C. | Method of completing a well with sand screens |
| US6180573B1 (en) * | 1997-11-20 | 2001-01-30 | Dresser Industries, Inc. | Weight material for drilling fluids and method of creating and maintaining the desired weight |
| FR2771444B1 (fr) * | 1997-11-26 | 2000-04-14 | Schlumberger Cie Dowell | Amerioration du placement de coulis de ciment dans les puits en presence de zones geologiques contenant des argiles gonflantes ou de restes de boue contenant des argiles |
| DE19756768C2 (de) * | 1997-12-19 | 2003-03-27 | Gkn Loebro Gmbh | Gleichlaufgelenkwelle mit zwei Festgelenken und separater Verschiebung |
| US20030130133A1 (en) * | 1999-01-07 | 2003-07-10 | Vollmer Daniel Patrick | Well treatment fluid |
| US6489270B1 (en) | 1999-01-07 | 2002-12-03 | Daniel P. Vollmer | Methods for enhancing wellbore treatment fluids |
| US6561273B2 (en) * | 2001-06-19 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil based compositions and method for temporarily sealing subterranean zones |
| US6554069B1 (en) * | 2002-08-15 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing water-based drilling fluids and compositions |
| US7140440B2 (en) | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss additives for cement slurries |
| US7140439B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing remedial compositions |
| US7048053B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite compositions having enhanced compressive strength |
| US7147067B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing drilling fluids |
| US6964302B2 (en) | 2002-12-10 | 2005-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing cement composition |
| US7544640B2 (en) * | 2002-12-10 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing treating fluid |
| US7150321B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing settable spotting fluids |
| US7143827B2 (en) * | 2003-03-21 | 2006-12-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well completion spacer fluids containing fibers and methods |
| US7448450B2 (en) * | 2003-12-04 | 2008-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling and cementing with fluids containing zeolite |
| EP1913111B1 (en) * | 2004-06-03 | 2012-12-19 | M-I L.L.C. | The use of sized barite as a weighting agent for drilling fluids |
| US7297664B2 (en) * | 2004-07-28 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement-free zeolite and fly ash settable fluids and methods therefor |
| US7293609B2 (en) * | 2004-10-20 | 2007-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising vitrified shale and methods of using such fluids in subterranean formations |
| US20100044057A1 (en) * | 2004-10-20 | 2010-02-25 | Dealy Sears T | Treatment Fluids Comprising Pumicite and Methods of Using Such Fluids in Subterranean Formations |
| US9512345B2 (en) | 2004-10-20 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spacer fluids comprising pumicite and methods of using such fluids in subterranean formations |
| US8505630B2 (en) * | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating spacer fluids and methods of use |
| US8522873B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
| US8950486B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use |
| US9809737B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use |
| US9051505B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
| US9676989B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions comprising cement kiln dust and tire-rubber particles and method of use |
| US8281859B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size |
| US8307899B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging and abandoning a well using compositions comprising cement kiln dust and pumicite |
| US9006155B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
| US9150773B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising kiln dust and wollastonite and methods of use in subterranean formations |
| US8505629B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
| US9023150B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
| US8609595B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for determining reactive index for cement kiln dust, associated compositions, and methods of use |
| US8672028B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement |
| US7296626B2 (en) * | 2005-11-08 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquid additive for reducing water-soluble chromate |
| US7549474B2 (en) * | 2006-05-11 | 2009-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor |
| US7278487B1 (en) | 2006-06-19 | 2007-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using chemical wash compositions for removing drilling fluids |
| US7662752B2 (en) * | 2006-06-19 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Chemical wash compositions for removing drilling fluids |
| US20080169130A1 (en) * | 2007-01-12 | 2008-07-17 | M-I Llc | Wellbore fluids for casing drilling |
| US8252729B2 (en) * | 2008-01-17 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services Inc. | High performance drilling fluids with submicron-size particles as the weighting agent |
| US20090186781A1 (en) * | 2008-01-17 | 2009-07-23 | Hallibruton Energy Services, Inc., A Delaware Corporation | Drilling fluids comprising sub-micron precipitated barite as a component of the weighting agent and associated methods |
| US7931088B2 (en) * | 2009-01-29 | 2011-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating a well by simultaneously introducing into a mixer streams of water, a viscosity-increasing agent, and a particulate and introducing the mixture into the well |
| US9708523B2 (en) * | 2009-10-27 | 2017-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable spacer fluids and associated methods |
| CA2793866A1 (en) * | 2010-03-24 | 2011-09-29 | Technological Resources Pty. Limited | Pumping coarse ore |
| CA2806587A1 (en) * | 2010-08-13 | 2012-02-16 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Llc | Nonionic hydrophobically substituted cellulose ethers |
| GB2490166B (en) | 2011-04-21 | 2015-11-25 | Fumi Minerals Ltd | Weighting agent for use in subterranean wells |
| US9840896B2 (en) | 2012-09-21 | 2017-12-12 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Acid soluble abrasive material and method of use |
| CA3029616A1 (en) * | 2016-07-01 | 2018-01-04 | Schlumberger Canada Limited | A method for detecting a fracture position in a well (variants) |
| US10351750B2 (en) | 2017-02-03 | 2019-07-16 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling fluid compositions with enhanced rheology and methods of using same |
| CN110791276B (zh) * | 2019-06-28 | 2021-09-07 | 大港油田集团有限责任公司 | 高温高盐条件下聚合物溶液的稳定剂及其制备方法和应用 |
| WO2022134839A1 (zh) * | 2020-12-24 | 2022-06-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 油田采油用封堵剂及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2805722A (en) * | 1956-02-24 | 1957-09-10 | Exxon Research Engineering Co | Perforation wells |
| US3359225A (en) * | 1963-08-26 | 1967-12-19 | Charles F Weisend | Cement additives containing polyvinylpyrrolidone and a condensate of sodium naphthalene sulfonate with formaldehyde |
| US3852201A (en) * | 1970-12-23 | 1974-12-03 | J Jackson | A clay free aqueous drilling fluid |
| US3753903A (en) * | 1971-04-28 | 1973-08-21 | Union Oil Co | Well completion and workover fluid |
| US3849316A (en) * | 1971-08-16 | 1974-11-19 | Dow Chemical Co | Spacer composition |
| US3898165A (en) * | 1972-04-18 | 1975-08-05 | Halliburton Co | Compositions for fracturing high temperature well formations |
| US3844351A (en) * | 1973-06-01 | 1974-10-29 | Halliburton Co | Method of plugging a well |
| US3850248A (en) * | 1973-11-19 | 1974-11-26 | Halliburton Co | Method of using a spacer fluid for spacing drilling muds and cement |
| US3878895A (en) * | 1974-04-11 | 1975-04-22 | Dow Chemical Co | Cement preflush method |
| US3993570A (en) * | 1975-03-27 | 1976-11-23 | Chemical Additives Company | Water loss reduction agents |
-
1976
- 1976-09-20 US US05/725,068 patent/US4141843A/en not_active Expired - Lifetime
-
1977
- 1977-03-21 CA CA274,362A patent/CA1082906A/en not_active Expired
- 1977-03-31 NL NLAANVRAGE7703505,A patent/NL184230C/xx not_active IP Right Cessation
- 1977-04-07 SE SE7704112A patent/SE7704112L/xx not_active Application Discontinuation
- 1977-04-20 ES ES457994A patent/ES457994A1/es not_active Expired
- 1977-04-21 AU AU24471/77A patent/AU515554B2/en not_active Expired
- 1977-04-26 GR GR53293A patent/GR63247B/el unknown
- 1977-04-26 GB GB17365/77A patent/GB1541759A/en not_active Expired
- 1977-05-02 EG EG254/77A patent/EG12687A/xx active
- 1977-05-24 BR BR7703319A patent/BR7703319A/pt unknown
- 1977-05-27 FR FR7716333A patent/FR2364957A1/fr active Granted
- 1977-09-19 NO NO773205A patent/NO146751C/no unknown
- 1977-09-19 DK DK413877A patent/DK413877A/da not_active Application Discontinuation
-
1978
- 1978-03-17 ES ES467995A patent/ES467995A1/es not_active Expired
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| FR2364957B1 (no) | 1983-02-04 |
| US4141843A (en) | 1979-02-27 |
| NL184230B (nl) | 1988-12-16 |
| DK413877A (da) | 1978-03-21 |
| ES457994A1 (es) | 1978-07-16 |
| GR63247B (en) | 1979-10-13 |
| EG12687A (en) | 1979-12-31 |
| SE7704112L (sv) | 1978-03-21 |
| BR7703319A (pt) | 1978-06-13 |
| NO773205L (no) | 1978-03-21 |
| AU515554B2 (en) | 1981-04-09 |
| GB1541759A (en) | 1979-03-07 |
| NL184230C (nl) | 1989-05-16 |
| ES467995A1 (es) | 1978-11-16 |
| CA1082906A (en) | 1980-08-05 |
| NO146751C (no) | 1982-12-01 |
| FR2364957A1 (fr) | 1978-04-14 |
| AU2447177A (en) | 1978-10-26 |
| NL7703505A (nl) | 1978-03-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO146751B (no) | Stabil vaeske for aa opprettholde et hydrostatisk trykk i oljebroenner | |
| US4217229A (en) | Oil well spacer fluids | |
| US5785747A (en) | Viscosification of high density brines | |
| US5629271A (en) | Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing fluids | |
| US4534870A (en) | Crosslinker composition for high temperature hydraulic fracturing fluids | |
| EP0254412B1 (en) | Low toxicity oil composition and use thereof in drilling fluids | |
| US6040276A (en) | Process and water-base fluid utilizing hydrophobically modified cellulose derivatives as filtrate reducers | |
| US5336316A (en) | Cementing composition and method using phosphonated polymers to improve cement slurry properties | |
| US4433731A (en) | Liquid water loss reducing additives for cement slurries | |
| NO314410B1 (no) | Fluid for anvendelse i en oljebrönn, samt fremgangsmåte som gjennomföres ien oljebrönn og anvendelse av fremgangsmåten | |
| WO1997026311A1 (en) | High density viscosified aqueous compositions | |
| EP1957601A1 (en) | Solvent free fluidized polymer suspensions for oilfield servicing fluids | |
| US6133203A (en) | Drilling fluids and additives therefor | |
| US4172800A (en) | Drilling fluids containing an admixture of polyethoxylated, sulfurized fatty acids and polyalkylene glycols | |
| US2570947A (en) | Drilling fluids and methods of using same | |
| US4235728A (en) | Drilling fluids containing novel compositions of matter | |
| CA1244236A (en) | Liquid polymer containing compositions for thickening aqueous mediums | |
| GB2098258A (en) | Havy brine viscosifiers and uses therefor | |
| NO175724B (no) | Viskositetsmidler for saltopplösninger under anvendelse av hydrofil polymer-mineraloljesystemer | |
| EP1801180B1 (en) | Filtrate reducer for drilling muds | |
| EP0137872B1 (en) | Well drilling and completion fluid composition | |
| CA2878522C (en) | Low toxicity viscosifier and methods of using the same | |
| US5985801A (en) | Oil-free water-soluble hydroxyethyl cellulose liquid polymer dispersion | |
| WO1989001491A1 (en) | Base fluid for the preparation of fluids applicable in connection with exploitation of petroleum reservoirs | |
| US6107256A (en) | Method of and additive for controlling fluid loss from a drilling fluid |