NO150920B - Vannbasert borevaeske inneholdende et slipende, vektoekende middel - Google Patents
Vannbasert borevaeske inneholdende et slipende, vektoekende middel Download PDFInfo
- Publication number
- NO150920B NO150920B NO803542A NO803542A NO150920B NO 150920 B NO150920 B NO 150920B NO 803542 A NO803542 A NO 803542A NO 803542 A NO803542 A NO 803542A NO 150920 B NO150920 B NO 150920B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- weight
- drilling fluid
- drilling
- wear
- water
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 84
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 53
- 238000000227 grinding Methods 0.000 title description 11
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 44
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 20
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims description 20
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims description 20
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 16
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 8
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 7
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 7
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 7
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 7
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000011019 hematite Substances 0.000 claims description 7
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 claims description 7
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 claims description 7
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N hexadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 5
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 claims description 3
- 235000021314 Palmitic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 claims description 3
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 claims description 3
- ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N glycerol triricinoleate Natural products CCCCCC[C@@H](O)CC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCCC=CC[C@@H](O)CCCCCC)OC(=O)CCCCCCCC=CC[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N 0.000 claims description 3
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N n-Pentadecanoic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 3
- 235000021313 oleic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 claims description 3
- OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N Linoleic acid Chemical compound CCCCC\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052923 celestite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000020778 linoleic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N linoleic acid Natural products CCCCC\C=C/C\C=C\CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N 0.000 claims description 2
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 claims description 2
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 150000003626 triacylglycerols Chemical class 0.000 claims description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 46
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 24
- 239000002932 luster Substances 0.000 description 19
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 description 10
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 8
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 7
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 6
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 6
- 230000004584 weight gain Effects 0.000 description 5
- 235000019786 weight gain Nutrition 0.000 description 5
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 4
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000004067 bulking agent Substances 0.000 description 2
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 2
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 2
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 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
- QJZYHAIUNVAGQP-UHFFFAOYSA-N 3-nitrobicyclo[2.2.1]hept-5-ene-2,3-dicarboxylic acid Chemical compound C1C2C=CC1C(C(=O)O)C2(C(O)=O)[N+]([O-])=O QJZYHAIUNVAGQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100072264 Caenorhabditis elegans ife-2 gene Proteins 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 229920000569 Gum karaya Polymers 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 235000019485 Safflower oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- 241000934878 Sterculia Species 0.000 description 1
- 241000589634 Xanthomonas Species 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 230000003254 anti-foaming effect Effects 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 235000005687 corn oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000002285 corn oil Substances 0.000 description 1
- 235000012343 cottonseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000002385 cottonseed oil Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical class [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 239000004021 humic acid Substances 0.000 description 1
- 150000002505 iron Chemical class 0.000 description 1
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 239000000231 karaya gum Substances 0.000 description 1
- 235000010494 karaya gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940039371 karaya gum Drugs 0.000 description 1
- 239000000944 linseed oil Substances 0.000 description 1
- 235000021388 linseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 238000010310 metallurgical process Methods 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 229920001206 natural gum Polymers 0.000 description 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- NDLPOXTZKUMGOV-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoferriooxy)iron hydrate Chemical group O.O=[Fe]O[Fe]=O NDLPOXTZKUMGOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920001495 poly(sodium acrylate) polymer Polymers 0.000 description 1
- 235000005713 safflower oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003813 safflower oil Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/145—Clay-containing compositions characterised by the composition of the clay
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Mechanical Treatment Of Semiconductor (AREA)
- Polishing Bodies And Polishing Tools (AREA)
Description
Foreliggende opof innelse vedre? rer vannbaserte bo re væske r som inneholder slipende vektakningsmidler.
Bo re væsker som anvendes ved boring av olieb rønner passb ro ri-
ner og lignende borehull i jorden er i a Iminde li fhet vannbaserte blandinger som inneholder lerer eller andre kolloidale materialer samt spesielle additiver avhengig av borehulIsbe-tingelsene. Borevæsken eller slammet virker først og fremst som et medium for å bringe snon dannet av borekronen til overflaten. Dessuten tjener borevæsken som smøremiddel for borekronen og borestrengen og forhindrer inntrengning av væsker fra formasjonen, som f.eks. olje, gass op saltvann inn i bore-
hullet mens boringen pågår. Borevæsken tjener også andre for-
mål og har andre egenskaper som ikke behøver å diskuteres i detalj her fordi de er velkjente og beskrevet i flere <p>ubli-kasjoner som f.eks.: Walter F. Rogers' "Corrposition and Pro-perties of Oil Well Drilling Fluids, 3. utg., Houston, Texas, 1963 og Kirk-Dthmer, Encyclopedia of Chemical Technology,
2. utg., New york, 1965, bind 7, s 287 - 307.
Som nevnt er en av borevæskens funksjoner å oporettholde et tilstrekkelig hydrostatisk trykk i væskesøylen i borehullet til å forhindre inntrengning av fluider fra formasjonen inn i borehullet, og, under ekstreme omstendigheter, å forhindre utblåsning i brønnen. Avhengig av de borebetingeIser man møter kan tilstrekkelig hydrostatisk trykk oppnås med rent vann. Imidlertid, under normale betingelser, og i a Iminde 1 ighet som
en sikkerhetsforanstaltning, er det nødvendig, for å oppnå det ønskede hydrostatiske trykk, å tilføre slammet et egnet vekt-økn ingsmidde1 for å øke dets tetthet. Disse vektøkningsmidler foreligger i almindelighet i form av finfordelte faststoffer av et materiale med høy egenvekt. Det mest almindelige vekt-ø kn in gsmi dde 1 er finmalt barytt, selv om jerroksyder, celestitt, blyglans og a ndre metfiri aler har vært brukt til sine tider. Barytt har vært det foretrukne vektøkende middel p.g.a. dets høye spesifikke vekt, uopp løse 1 ighet, kjemiske inaktivitet og
fordi det hittil har vært lett tilgjengelig. På grunn av den synkende tilgjengelighet for barytt har man nu søkt efter andre vektøkende midler.
Bortsett fra det faktum at barytt-tilgangene er minskende og i noen områder av verden, hvor boreaktiviteten er høy, praktisk talt ikke eksisterer, er barytt forholdsvis bløtt, med 2,5 til 3,5 på Mons' skala for hardhet. Denne forholdsvis bløte beskaffenhet ved barytt påvirker de Teologiske egenskaper ved boreslammet efter at barytten har sirkulert i borehullet under boreoperasjonen. Under boreoperas j onen vi-rker hele det sirkulerende system som noe
i retning av en væskemølle slik at de bløtere mineralpartikler utsettes for slipning og blir redusert i partikkelstørrelse.
Denne reduksjon i partikkelstørrelse bevirker en direkte økning
i viskositeten av boreslammet, noe som skyldes en meget mindre partikkelstørrelse og økning i antallet partikler.
Det har vært foreslått å bruke andre vektøkningsmaterialer enn barytt for å overvinne vanskelighetene som er beskrevet ovenfor i forbindelse med forholdsvis bløte vektøkningsmaterialer som barytt, som utsettes for en stadig finknusing.
Britisk patent nr. 1.495.874 omfatter bruk av ilmenitt og/eller hematitt som vektøkningsmateriale for borevæsker. Dessuten omfatter colombiansk patent nr. 9396 bruken av glimmeraktig jernglans (mi-caceous specular hematite) som vektøkningsmiddel i borevæsker. Ilmenitten som anvendes ifølge det britiske patent nr. 1.495.874 males til en finhet hvor minst 85% passerer en sikt med 0.044 mm siktåpning (325 mesh screen), og i almindelighet noe finere, slik at 90 - 92% passerer 0,044 mm. Ilmenitten har videre en sp. v. på minst 4,3, og ifølge eksemplene på over 4,4. Det er videre kjent at ilmenitt har en hardhet på 5 - 6 ifølge Mons' skala for hardhet.
Jernglans (specular hematite) er et naturlig forekommende mineral spredt over hele verden i forskjellige former og forskjellige ren-heter. F.eks. den glimmeraktige jernglans ifølge det ovenfor nevnte colombianske patent er et forholdsvis bløtt, glimmerliknende mineral med en klar laminær struktur. Når denne glimmeri i kn en de jernglans males har den en tendens til å danne meget tynne, flate flak, som ved bruk i borevæsker lett slipes til meget små partikler som virker økende på borevæskens viskositet. Den glimmeraktige jernglans er praktisk talt ikke-s1ipende ved de betingelser som forekommer i borehull. Den jernglans som imidlertid vedrører foreliggende oppfinnelse er et ikke-hydratisert mineral som, selv om det er av generell laminær struktur, er hårdt og ved maling dan-ner partikler med irregulære, slipende kanter. Slik jernglans har en forholdsvis høy spesifikk vekt, dvs. høyere enn 4,3, og en hårdhet efter Mohs ' skala på 5 - 6. Ved bruk som vektøkende middel i borevæsker har jernglansen ifølge foreliggende oppfinnelse ingen tilbøyelighet til å knuses til mindre partikler som i særlig grad vil endre borevæskens reologiske egenskaper. Men på grunn av den iboende hårdhet er denne jernglans ganske slipende og kan resultere i urimelig slitasje på boreutstyret, særlig på borestrengen og borekronen. Da søkning efter olje og gass har som følger at man borer stadig dypere brønner, blir slitasje eller erosion av bore-streng og borekrone et stadig økende og alvorligere problem. Det er derfor et mål for foreliggende oppfinnelse å fremskaffe en ny og forbedret borevæske, en borevæske som kan anvende forholdsvis hårde, slipende vektøkningsmidler.
Vektøkningsmidlene som er egnet ifølge foreliggende oppfinnelse
i borevæsker er hårde, ikke-vannholdige mineraler med en spesifikk vekt på ca. 4,3 eller større, f.eks. jernglans (specular hematite). Jernglans er et almindelig forekommende mineral som kjemisk er ferrioksyd iFe2®^' Det er beskrevet f.eks. i Ivan Kostow: "Mineralogy", (Oliver S Boyd, Edinburg and London) 1.
eng. utg. (1968). Typisk jernglans inneholder 69,94% Fe og 30,06% 0. Noe Ti kan være tilstede. Jernglans finnes ofte blandet med vannholdige jernoksyder, jernkarbonater og magnetitt samt j e ms i 1 i kater. Imidlertid er forekomster av i kke-van nho Idi g jernglans tilgjengelige, så fjerning av hydratvann er ikke nødvendig.
Vektøkn ingsmid1et ifølge foreliggende oppfinnelse vil ha en spesifikk vekt på minst 4,3, fortrinnsvis minst 4,5. Hvis nødvendig kan vektøkn ingsmidiet anrikes ifølge velkjente metallurgiske pro-sesser, f.eks. flotasjon, for å oppnå det ønskede minimum av sp.v. Vektøkningsmidlet skal ha en hårdhet på Mohs' skala på minst 4,3. Mange jernglanser har imidlertid en hårdhet på 5 - 6. For bruk ifølge foreliggende oppfinnelse skal det vektøkende middel ha en partikkelstørrelse slik at minst 85 vekt% passerer en 0,044 mm sikt og minst 98 vekt% passerer en 0,074 mm sikt. Mere fordelaktig skulle partikkelstørrelsen være slik at 90 - 92% passerte en 0,044 mm sikt. Den ønskede partikkelstørrelse av vektøkningsmidiet kan oppnås ved kjente malingsprosedyrer.
Ifølge foreliggende oppfinnelse fremskaffes en forbedret vann-basert borevæske inneholdende et slipende, vektøkende middel bestående av ikke-hydratiserte mineraler med en Mohs' hårdhet på minst "4,5, en spesifikk vekt på minst 4,4, særlig jernglans (specular hematite) og/eller ilmenitt, som har en partikkelstørrelse hvor minst 85 vekt% passerer en sikt med 0,044 mm maskeåpning og 98 vekt% en sikt med 0,074 mm maskeåpning, og hvor nevnte vekt-økende middel er tilstede i en mengde tilstrekkelig til vesentlig å øke borevæskens spesifikke vekt. Borevæsken ifølge oppfinnelsen er karakterisert ved at den inneholder fra 0,1 til 5 vekt% av et vanndispergerbart ant i-slitemidde1 bestående av en eller flere fettsyrer og/eller triglyserider av fettsyrer, fortrinnsvis oljesyre, stearinsyre, linolsyre og/eller palmitinsyre eller deres tilsvarende vegetabilske oljer blandet med langkjedede alkoholer, sulfonerte vegetabilske oljederivater og/eller alkanolaminer.
Mengden av vektøkningsmiddel som er tilstede i borevæsken kan va-riere sterkt, avhengig av den ønskede tetthet av boreslammet.
Denne er selvfølgelig igjen avhengig av de borebetingelser man mø-ter eller venter å møte. Ihvertfall er mengden av barytt som er nød-vendig for å oppnå en ønsket slamtetthet vel kjent og tabeller som viser dette er tilgjengelige. Fra en sammenligning av den spesifikke vekt av vektøkningsmidiet , som brukt her, og baryttens kan slike tabeller brukes til å bestemme den mengde vektøkningsmiddel som er nødvendig for å gi boreslam eller borevæsker av en hvilken som helst tetthet.
På tegningen viser:
Fig. 1 et diagram som viser vekttap ved slipning forårsaket av forskjellige borevæskesammensetninger. På ordinataksen er avsatt vekttapet ved slitasje i % og på abscisseaksen omrørings-tiden i timer. Fig. 2 er et diagram som viser de slipende slitasjeegenskaper for forskjellige borevæskesammensetninger. På ordinataksen er avsatt slitegrad i gram/time og på abscisseaksen torsjonsbelast-ningen i kg.cm.
Disse diagram er nærmere diskutert efter eksemplene.
Som anført tidligere er vektøkningsmidlene ifølge foreliggende oppfinnelse materialer som er forholdsvis hårde og derfor mindre tilbøyelige til stadig nedmaling. Samtidig oppviser vektøknings-midlene forholdsvis høye slipeegenskaper som kan resultere i u~ sedvanlig stor erosjon av boreutstyret som pumper, ledninger og borekrone under boreoperasjonen. Man har nu funnet at hvis egnete vann-dispergerbare anti-slitemidler tilsettes til borevæsker som er fremstillet med forholdsvis hårde vektøkningsmidler, ifølge foreliggende oppfinnelse, kan slipevirkningen av borevæsken redu-seres til en grad hvor i realiteten ingen større nedslitning forekommer enn den som skjer med borevæsker med samme tetthet og som anvender det meget bløtere barytt som vektøkningsmiddel. Ant i-slitemidiet som anvendes i borevæsken ifølge foreliggende oppfinnelse må være dispergerlbart i vann i den grad at det dan-ner en kolloid, emulsjon eller annet slikt heterogent system i hvilket ant i-slitemidiet stort sett er jevnt fordelt eller dis-pergert i vannfasen. Anti-slitemidiet skal være av en type som tillater at de reologiske egenskaper som ønskes oppnås i borevæsken. Fortrinnsvis skal anti-slitemidiet være et materiale som anvendt i tilstrekkelige mengder vil gi en anvendbar borevæske ved bruk av hårde vektøkningsmidler ifølge foreliggende oppfinnelse og som vil utvise slite og/eller slipeegenskaper omtrent tilsvarende eller praktisk talt lik dem som oppnås med en borevæske med samme tetthet eller sp.v. ved anvendelse av barytt som vektøkningsmiddel. En gruppe av anti-slitemidler som er funnet å være særlig effektiv i ferskvann-baserte borevæsker iføl-ge foreliggende oppfinnelse er de som inneholder fettsyrer som oljesyre, stearinsyre, linolsyre, palmitinsyre o.l. Slike fettsyrer finnes vanligvis i vegetabilske oljer som bomullsfrø-olje, soyaolje, maisolje, ri ein us olje,linfrøo1je etc. Fettsy-rene, enten i ren tilstand eller i form av de vegetabilske oljer som nevnt ovenfor blandes med små mengder overflateaktive stoffer eller andre midler så de blir vanndispergerbare. Slike overflateaktive stoffer kan omfatte f.eks. langkjedede alkoholer, alkanolaminér, sulfonerte vegetabilske oljederivater som sulfonert ricinusolje etc. Et særlig effektivt anti-slitemid-
del er en blanding av soyaolje, langkjedede alkoholer og sulfonert ricinusolje. Denne sammensetning og lignende materialer utgjør ideelle anti-slitemidler fordi de bare behøver å tilsettes i relativt små mengder til borevæsken for å redusere slipevirkningen til et godtagbart nivå. Dessuten, fordi bare relativt små mengder behøves skjer det bare en minimal for-ringelse av de Teologiske egenskaper.
Mengden av anti-slitemidde1 i borevæsken kan varieres innen et stort område, mEn vil i almindelighet ligge i området fra 0,1 til 5 vekt-%. Imidlertid behøver ant i-slitemidiet i almindelighet bare være tilstede i en mengde som vil bevirke en. vesentlig reduksjon av slipevirkningen av borevæsken.
Fortrinnsvis omfatter borevæsken fortykningsmidler. Slike fortykningsmidler kan bestå avleireholdige formasjoner som leir-skifer eller lereholdig sand som man møter under boreoperas j ei-nen og som tas opp av borevæsken eller slammet og blir en del av dette. Alternativt eller i tillegg kan lerer tilsettes til slammet. Typiske ikke-begrensende eksempler på høyt kolloidale lerer omfatter smektitter, særlig bentonitt, attapulgitt og se-piolitt, hvor bentonitt er foretrukket. En rekke andre vann-dispergerbare materialer, i særdeleshet organiske kolloider kan tjene som fortykningsmidler, bl.a. stivelsesderivater, cellulose-derivater, syntetiske polymerer som natriumpolyacry1 at, natur-lige gummier som guargummi og karayagummi, bakterielle gummier som f.eks. oppbygget av spesielle Xanthomona-arter, og lign. Blandinger av slike egnede fortykningsmidler kan anvendes hvis ønskes. Teknologien for bruk av slike fortykningsmidler i borevæsker er godt utviklet og velkjent for fagfolk. De forskjellige fortykningsmidier er vesensforskjellige når det gjelder vekt-Effektivitet uttrykt i gram (eller kilo) som må tilsettes per liter borevæske eller slam av en viss type for å oppnå den ønskede kons istens.
I tillegg til fortykn ingsmidier kan boreslammet eventuelt inneholde væsketaps-regulerende midler, viskositets-regulerende midler, anti-skumningsadditiver eller frysepunktnedsettende midler.
□et er underforstått at ved å bruke borevæskene heri, også mens borehullet bores under boreoperas,! on en, kan ytterligere mengder av vektøkningsmidlet tilsettes for å opprettholde eller forandre boreslammets spesifikke vekt og/eller slipevirkning, hvis ønskes.
For ytterligere å illustrere foreliggende oppfinnelse vises til følgende ikke-begrensende eksempler.
Jernglansene som ble anvendt var fra U. S. Steel Corporation og var ikke-vannholdige og hadde en sp.v. i området 4,9 til 5,1 og med en partikkelstørelse hvor 92% passerte en sikt med 0,044 mm maskestørelse. De norske ilmenittkonsentrater som ble anvendt i de følgende eksempler var fra Titania A/S, Hauge i Dalane og var av fIotasjonskvalitet med et fuktighetsinnhold på ca. 4 til 5% og et Ti02_innhold på 44-45%. Den amerikanske Tahawus ilmenitt var av fIotasjonskvalitet med et Ti02~innhold i området fra 45% til 48%.
Eksempel 1
En basis borevæske eller -slam ble fremstillet ved å blande 25 g bentonittlere ("AQUAGEL" fra NL Baroid, Houston, Texas) og 50 g Glen Rose leireskifer inn i 350 ml vann i 20 min. ved hjelp av
et hurtigløpende blandeapparat (Dispersator). Til slammet ble derpå tilsatt 5 g lignosulfonat ("Q-BR0XIN" fra NL Baroid), 5 g av et organisk huminsyremateriale ("CARBDN0X' fra NL Baroid),
1,5 g kaustisk soda og 4 g av et overflateaktivt middel for borevæsker ("AKTAFL0 S" fra NL Baroid) under omrøring i 10 min. i ovennevnte blandeapparat. Det fremstillede slam ble aldret over natten ved romstemperatur.
Eksempel 2
Ved å bruke basis-slammet fremstillet i eksempel 1 ble forskjellige vektøkede boreslam fremstillet ved å anvende en barytt ("BAROID" fra NL Baroid), norsk ilmenitt, Tahawus ilmenitt og jernglans. Bedømmelse av de vektøkede boreslam fremstillet således ble foretatt for boreslam med 1,56 kg/l slam (tabell I),
1,92 kg/l (tabell II) og 2,16 kg/l (tabell III).
Som det kan sees ved å sammenligne resultatene fra tabell I, II og III viser borevæsker fremstillet med jernglans og ilmenitt å være fordelaktige fremfor konvensjonelle boreslam fremstillet med barytt som vektøkende middel.
Eksempel 3
For å prøve de forholdsmessige neds litningsgrader ved høye skjær-krefter av forskjellige vektøkende midler i boreslam ble slammet med 1,92 kg/l. fremstillet ifølge eksemplene 1 og 2 anvendt. Som det sees fra data i tabell IV er nedslitningsgradene for jernglans og ilmenitt vesentlig lavere enn den for barytt i sam-menlignbare boreslam. Motstanden mot nedslitning er fordelaktig for å garantere at de reologiske egenskaper i borevæsken ikke er tilbøyelige til forandring under boreoperasjonen hvor slammet hele tiden blir sirkulert i borehullet.
Eksempel 4
En vannbasert boreslam ble fremstillet ved anvendelse av 15 g bentonittleire ("AQUAGEL") og 60 g Glen Rose leireskifer opp-slemmet i 350 ml vann og efterfølgende tilsetning av 300 g av det vektøkningsmiddel som skulle vurderes. Slam som ble laget med jernglans ble fortynnet med 12 g/l av en polyfosfatforbin-delse ("BARAFOS" fra NL Baroid). For å bestemme slite- eller slipeegenskapene til de produserte boreslam og effekten av tilsetning av anti-slitemidler ble to metoder benyttet. Den ene metode, metode A, tok i betraktning fenomenet med slitning ved bevegelse av partikler i en væske mot en metallflate. Ved denne metode ble det totale vekttap fra hele overflaten målt.
Metode A
En "Hamilton Beach mixer", modell 936 med en omdreiningshastighet på 15.000 omdreininger per minutt (opm) ble anvendt for å lage en laboratoriumssimulert slipeeffekt og partikkel-nedbrytning. For hver boreslamprøve ble et nytt, veiet, blanderblad anvendt som referansebasis for slipeakti vi tet. Periodisk ble bladet under søkt for vekttap efter forskjellige omrøringstider. Slammet ble innført i et kjølebad under omrøringen forå forhindre overopphet-ning og fordampning. Fortykning av det vektøkende slam under om-røringen ble senket til et minimum ved tilsetning av en polyfos-fatforbindelse ("BARAFOS"). Resultatene av slitehastighetsprøvene er vist i tabell V. En annen slite- eller slipeprøvemetode, metode B, som ble anvendt tok i betraktning bevegelsen av metalloverflater mot hver-andre mens de ble utsatt for rennende væsker. I metode B var hensikten å måle vekttapet fra en flate som ble utsatt for be-lastning.
Metode B
Prøveblokken som ble anvendt for å måle ekstreme trykkegenskaper (EP) ble modifisert ved avdreining slik at en konstant sliteflate skulle utsettes for prøves trengen under prøven. En omdreiningshastighet på 432 opm ble valgt fordi dette tilsvarer omtrent et borerørs omdreining på 130 opm og er en passe typisk hastighet ved brønnboringsmetoder. Varierende torsjonsbelastninger ble på-ført ringen og blokken ved denne hastighet i intervaller på 15 min. Prøveblokkens opprinnelige vekt og sluttvekt ble målt og blokkens vekttap bestemt for hver slamprøve. Slitehastigheten ble bestemt og beregnet for en time. Resultatene er vist i tabellene
VI X.
Som det kan sees fra de oppgitte data i tabellene V - X viser ilmenitt og jernglans meget høyere slipevirkning enn barytt.
Fra tabell V sees at tilsetning av anti-slitemidde1 vesentlig redusrer slipevirkningen av boreslam som er tilsatt jernglans som vektøkende middel. Resultatene er tydelig vist i diagrammet i fig. 1 hvor boreslam vektøket med jernglans, uten tilsetning av anti-slitemidde1, (kurve A) er sammenlignet med en lignende vektøket slam inneholdende ca. 11,3 g/l av et anti-slitemiddel, (kurve B), og et typisk boreslam som er vektøket med barytt (kurve C).
Under henvisning til tabellene VI - X og fig. 2 ser man også at slitegraden av slam med jernglans er meget større enn konvensjonell slam som er vektøket med barytt. Som imidlertid de data viser, som er plottet inn på fig. 2, reduserer tilsetning av forholdsvis små mengder anti-slitemiddel slitegraden vesentlig. Det skal for eksempel bemerkes at slitegraden for jernglans-tilsatt slam (kurve''A), som er sterkt slipende uten tilsetning av anti-slitemiddel, viser en slipevirkning når den tilsettes ca. 22,7 g/ anti-slitemiddel (kurve D) som er lik, eller praktisk talt lik, den for konvensjonell slam tilsatt barytt (kurve C). Selv med en forholdsvis liten mengde av anti-slitemiddel, dvs. 11,3 g/l, (kurve B), er slipevirkningen i høy grad blitt redusert.
Det kan således sees at sterkt forbedret boreslam, som viser ut-merkede reologiske egenskaper, kan fremstilles med hårde eller relativt hårde vektøkende midler uten at det oppstår overdreven slitasje eller slipning når boreslammet , i tillegg, inneholder et anti-slitemiddel som beskrevet ovenfor.
Claims (3)
1. vannbasert borevæske inneholdende et slipende, vekt-økende middel bestående av ikke-hydratiserte mineraler med en riohs ' hårdhet på minst 4,5, en spesifikk vekt på minst 4,4, særlig jernglans(specular hematite) og/eller ilmenitt, som har en partikkelstørrelse hvor minst 85 vekt% oasserer en sikt med 0,044 mm maskeåpning og 98 vekt% en sikt med 0,074 mm maskeåpning, og hvor nevnte vektøkende middel er tilstede i en mengde tilstrekkelig til vesentlig å øke borevæskens spesifikke vekt, karakterisert ved at borevæsken inneholder fra 0,1 til 5 vekt% av et vanndispergerbart anti-slitemiddel bestående av en eller flere fettsyrer og/eller trig lyseride r av fettsyrer, fortrinnsvis oljesyre, stearinsyre, linolsyre og/eller palmitinsyre eller deres tilsvarende vegetabilske oljer, blandet med langkjedede alkoholer, sulfonerte vegetabilske oljederivater og/eller alkanolaminer.
2. Borevæske ifølge krav 1, karakterisert ve^d at ant i-slitemidiet er en blanding av soyaolje, langkjedede alkoholer og sulfonert risinusolje.
3. Borevæske ifølge krav 1-2, karakterisert ved at den som slipende vektøkningsmiddel inneholder jernglans (specular hematite) og/eller ilmenitt, og som ytterligere vektøkningsmidler kan inneholde barytt, celestitt, blyglans eller blandinger av disse.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10981580A | 1980-01-07 | 1980-01-07 |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO803542L NO803542L (no) | 1981-07-08 |
NO150920B true NO150920B (no) | 1984-10-01 |
NO150920C NO150920C (no) | 1986-08-19 |
Family
ID=22329707
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO803542A NO150920C (no) | 1980-01-07 | 1980-11-25 | Vannbasert borevaeske inneholdende et slipende, vektoekende middel. |
Country Status (13)
Country | Link |
---|---|
AU (1) | AU538522B2 (no) |
BR (1) | BR8100038A (no) |
CA (1) | CA1135039A (no) |
DE (1) | DE3048078C2 (no) |
DK (1) | DK511180A (no) |
ES (1) | ES497672A0 (no) |
FR (1) | FR2473054B1 (no) |
GB (1) | GB2066876B (no) |
IT (1) | IT1141154B (no) |
MY (1) | MY8500850A (no) |
NL (1) | NL8006888A (no) |
NO (1) | NO150920C (no) |
SG (1) | SG66984G (no) |
Families Citing this family (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0079997B1 (en) * | 1981-11-23 | 1986-01-22 | The Dow Chemical Company | Aqueous treatment fluid and method for its use in the drilling of wells |
US4519922A (en) * | 1983-03-21 | 1985-05-28 | Halliburton Company | Environmentally compatible high density drill mud or blow-out control fluid |
IN172479B (no) * | 1988-03-08 | 1993-08-21 | Elkem As | |
CA2421613C (en) * | 2003-03-06 | 2005-12-13 | Sable Des Forges Inc. | Method for blast cleaning using ilmenite tailing particles |
CA2689630C (en) | 2004-06-03 | 2011-11-01 | M-I L.L.C. | The use of sized barite as a weighting agent for drilling fluids |
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 |
US8105984B2 (en) | 2009-01-07 | 2012-01-31 | Intevep, S.A. | Reduced abrasion drilling fluid |
NO333089B1 (no) * | 2011-07-11 | 2013-02-25 | Elkem As | Oljebrønnborevæsker, oljebrønnsementsammensetning og slurry av vektmateriale |
US10407988B2 (en) * | 2013-01-29 | 2019-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DD76450A (no) * | ||||
US2298984A (en) * | 1937-05-28 | 1942-10-13 | Nat Lead Co | Iron oxide weighting material for drilling muds |
GB896144A (en) * | 1960-01-27 | 1962-05-09 | British Petroleum Co | Drilling muds |
DE2611092C3 (de) * | 1976-03-16 | 1981-05-14 | Nl Industries, Inc., New York, N.Y. | Bohrspülung, Beschwerungsmittel für Bohrspülungen und Verfahren zum Niederbringen von Bohrungen |
GB1495874A (en) * | 1976-03-29 | 1977-12-21 | Nl Industries Inc | Drilling fluids and methods of drilling using them |
-
1980
- 1980-10-20 CA CA000362782A patent/CA1135039A/en not_active Expired
- 1980-11-25 NO NO803542A patent/NO150920C/no unknown
- 1980-12-01 DK DK511180A patent/DK511180A/da not_active Application Discontinuation
- 1980-12-04 AU AU65060/80A patent/AU538522B2/en not_active Ceased
- 1980-12-11 GB GB8039753A patent/GB2066876B/en not_active Expired
- 1980-12-12 ES ES497672A patent/ES497672A0/es active Granted
- 1980-12-18 NL NL8006888A patent/NL8006888A/nl not_active Application Discontinuation
- 1980-12-18 FR FR8026980A patent/FR2473054B1/fr not_active Expired
- 1980-12-19 DE DE3048078A patent/DE3048078C2/de not_active Expired
- 1980-12-24 IT IT26963/80A patent/IT1141154B/it active
-
1981
- 1981-01-06 BR BR8100038A patent/BR8100038A/pt unknown
-
1984
- 1984-09-21 SG SG669/84A patent/SG66984G/en unknown
-
1985
- 1985-12-30 MY MY850/85A patent/MY8500850A/xx unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DK511180A (da) | 1981-07-08 |
NL8006888A (nl) | 1981-08-03 |
NO150920C (no) | 1986-08-19 |
GB2066876A (en) | 1981-07-15 |
GB2066876B (en) | 1983-09-07 |
ES8202614A1 (es) | 1982-02-01 |
FR2473054B1 (fr) | 1985-08-09 |
DE3048078C2 (de) | 1985-07-18 |
IT1141154B (it) | 1986-10-01 |
BR8100038A (pt) | 1981-07-21 |
AU6506080A (en) | 1981-07-23 |
IT8026963A0 (it) | 1980-12-24 |
CA1135039A (en) | 1982-11-09 |
NO803542L (no) | 1981-07-08 |
MY8500850A (en) | 1985-12-31 |
AU538522B2 (en) | 1984-08-16 |
SG66984G (en) | 1985-03-15 |
ES497672A0 (es) | 1982-02-01 |
FR2473054A1 (fr) | 1981-07-10 |
DE3048078A1 (de) | 1981-09-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7176165B2 (en) | Method of drilling using a sized barite as a weighting agent for drilling fluids | |
EP0973843B1 (en) | Well servicing fluid for trenchless directional drilling | |
US2491436A (en) | Drilling mud | |
GB2223255A (en) | Invert emulsion drilling fluid | |
NO150920B (no) | Vannbasert borevaeske inneholdende et slipende, vektoekende middel | |
Lyons | Working guide to drilling equipment and operations | |
US4517100A (en) | Lubricating wellbore fluid and method of drilling | |
US3508621A (en) | Abrasive jet drilling fluid | |
Omoniyi et al. | Potential usage of local weighting materials in drilling fluid a substitute to barite | |
Parate et al. | A review article on drilling fluids, types, properties and criterion for selection | |
Allen et al. | A novel invert emulsion system using a polyglycerol internal phase | |
US11248156B2 (en) | Borehole fluid with a thiamine-based shale inhibitor | |
Wagle et al. | Mitigation of Barite Sagging for Proper Well Control: Lab Investigation and Field Application | |
Uwadiae et al. | INVESTIGATION OF POTENTIALS OF KEROSENE AS AN ALTERNATIVE TO DIESEL IN FORMULATION OF DRILLING FLUID | |
Chaney et al. | Protective Colloid Muds Provide Cost-Effective Prevention of Wellbore Enlargement in the Gulf of Mexico | |
Thibodeaux | Application of a Proteinaceous Algal Waste as a Drilling Fluid Additive | |
WO2024096936A1 (en) | Sustainable solid lubricant for drilling fluid | |
Shafie et al. | Parametric Study of Rheological Properties of Novel Composition of Drilling Fluid | |
AVRAM et al. | ASPECTS RELATED TO DRILLING THE RESERVOIR SECTIONS WITH ENVIRONMENTAL DRILLING FLUID. | |
NO145513B (no) | Boreslam samt anvendelse av dette ved boring. | |
EA024133B1 (ru) | Способ диспергирования в буровой жидкости на водной основе для бурения подземных скважин | |
Ismail et al. | The Effect of Viscosifiers on Shale Hydration for KCl-polymer Mud System | |
Azeez | Production of drilling mud from local clays (Afuze and Maiduguri Clays). | |
HU203125B (en) | Bentonite-based boring liquide inhibiting dispersion of clay minerals for deep drilling |