NO146751B - Stabil vaeske for aa opprettholde et hydrostatisk trykk i oljebroenner - Google Patents

Stabil vaeske for aa opprettholde et hydrostatisk trykk i oljebroenner Download PDF

Info

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
Application number
NO773205A
Other languages
English (en)
Other versions
NO773205L (no
NO146751C (no
Inventor
Jimmie Lee Watson
Original Assignee
Halliburton Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Co filed Critical Halliburton Co
Publication of NO773205L publication Critical patent/NO773205L/no
Publication of NO146751B publication Critical patent/NO146751B/no
Publication of NO146751C publication Critical patent/NO146751C/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/40Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14Clay-containing compositions
    • C09K8/18Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/20Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
    • C09K8/206Derivatives of other natural products, e.g. cellulose, starch, sugars
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14Clay-containing compositions
    • C09K8/18Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22Synthetic organic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/12Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/927Well cleaning fluid
    • Y10S507/928Spacing 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.
NO773205A 1976-09-20 1977-09-19 Stabil vaeske for aa opprettholde et hydrostatisk trykk i oljebroenner. NO146751C (no)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

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