NO153457B - Vandig borevaeske. - Google Patents
Vandig borevaeske. Download PDFInfo
- Publication number
- NO153457B NO153457B NO813938A NO813938A NO153457B NO 153457 B NO153457 B NO 153457B NO 813938 A NO813938 A NO 813938A NO 813938 A NO813938 A NO 813938A NO 153457 B NO153457 B NO 153457B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling fluid
- range
- molecular weight
- copolymer
- acrylic acid
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 23
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims description 13
- QZPSOSOOLFHYRR-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropyl prop-2-enoate Chemical compound OCCCOC(=O)C=C QZPSOSOOLFHYRR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 8
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 5
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 5
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 3
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 claims description 2
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 7
- 235000012216 bentonite Nutrition 0.000 description 6
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 5
- 229940092782 bentonite Drugs 0.000 description 5
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 229920006243 acrylic copolymer Polymers 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 229910000604 Ferrochrome Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002585 base Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N dialuminum;disodium;oxygen(2-);silicon(4+);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Na+].[Na+].[Al+3].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[Si+4] ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010528 free radical solution polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 2
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910000280 sodium bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229940080314 sodium bentonite Drugs 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000010557 suspension polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000012662 bulk polymerization Methods 0.000 description 1
- 229910000281 calcium bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008040 ionic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000001935 peptisation Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
- C09K8/24—Polymers
-
- 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
- C09K8/203—Wood derivatives, e.g. lignosulfonate, tannin, tall oil, sulfite liquor
-
- 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
- Y10S507/926—Packer fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Control And Other Processes For Unpacking Of Materials (AREA)
- Packages (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører vandige borevæsker.
Behovet for utvikling av geotermiske kilder for energi og tendensen mot dypere boring av olje og gass har skapt et behov for vannbasis-borevæsker som er stabile ved temperaturer over 204,4°C. Geotermiske brønner har blitt boret i formasjoner med temperaturer over 371,1°C. Aktuelle borevæsker er ikke i stand til å bibeholde sine egenskaper ved slike temperaturer. Bare ved systematisk erstatning av ned-brutte borevæske-additiver kan aktuelle borevæsker benyttes ved temperaturer på 204,4°C og over dette.
Et av hovedproblemene som utvikles ved boring ved høy temperatur, er opprettholdelsen av lave reologiske egenskaper i leirholdige, vannbaserte slam med høy tetthet.
Vanlig benyttede slamtynnere, deflokkuleringsmidler slik
som lignosulfonatene, mister sin effektivitet, hvilket resulterer i forøkede reologiske egenskaper.
For på økonomisk måte å trekke energi ut av geotermiske områder er det nødvendig å tilveiebringe borefluider som kan virke tilfredsstillende over 204,4°C. Det er et formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe leireholdige, vannbaserte borevæsker inneholdende additiver som hindrer eller retarderer geleringen av borevæsken ved temperaturer over 204,4°C.
Man har nå funnet at tilsetningen av et vann-oppløselig lignosulfonatsalt og en spesiell akryl-kopolymer med lav molekylvekt, synergisk reduserer viskositeten og geleringen av leireholdige, vannbaserte borevæsker ved temperaturer over 204,4°C. Man har også funnet at en enda forøket synergisk viskositetsreduksjon oppnås ved ytterligere tilsetning av et etoksylert fenol-overflateaktivt middel.
Lignosulfonatsaltene som er effektive i foreliggende oppfinnelse, er de vannoppløselige lignosulfonatene som vanlig benyttes i borevæsker som inneholder et kation valgt fra jern, krom, aluminium, kobber, zirkonium, titan og blandinger derav, se f.eks. US patentene nr. 2.935.504 og 4.220.585.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det tilveie-bragt en vandig borevæske, som er kjennetegnet ved at den består av en kombinasjon av de i og for seg kjente materialer: en vandig fase; 42,8-71,3 kg/m 3av et leiremateriale suspendert i den vandige fasen; 8,6-28,5 kg/m 3 av et vann-oppløselig lignosulfonat med et kation som utgjøres av jern, krom, aluminium, kobber, zirkonium, titan eller blandinger derav; og 2,8-14,3 kg/m 3 av en kopolymer av akrylsyre og hydroksypropylakrylat med en gjennomsnittlig molekylvekt i området 5000-10.000, og med følgende struktur:
hvor n er antall gjentatte strukturer som skal til for opp-nåelse av ønsket molekylvekt, x representerer molforholdet mellom akrylsyresalt og hydroksypropylakrylat i polymeren, og M er det saltdannende kationet ammonium, alkalimetallene eller blandinger derav.
Akryl-kopolymeren som er effektiv i foreliggende oppfinnelse, er et vannoppløselig salt av en kopolymer av akrylsyre og hydroksypropylakrylat som har en molekylvekt i området fra 5000 til 10.000, og som har et molforhold for akrylsyre til hydroksypropylakrylat i området fra 2,5-1,75. Molekylvekten er fortrinnsvis i området 6000 til 9000, og molforholdet for akrylsyresalt til hydroksypropylakrylat er ca. 2, dvs. i området 1,9-2,1. M i ovenstående formel er fortrinnsvis et alkalimetall- eller ammoniumkation, og er helst natrium. Ved et molforhold på 2 har den foretrukne kopolymer følgende struktur:
hvor 16 £ n =32.
Akryl-kopolymeren kan fremstilles ved hjelp av kjente teknikker, slik som emulgerings-, suspensjons-, masse-eller oppløsningspolymerisasjonsteknikker. Kopolymeren fremstilles fortrinnsvis ved en suspensjon- eller oppløsnings-polymerisas jonsprosess, hvori en kjedeavbryter tilsettes etter at den ønskede grad av polymerisasjon er oppnådd.
Foreliggende borevæske kan eventuelt inneholde et overflateaktivt middel som kan være en vannoppløselig, ikke-ionisk forbindelse med formelen:
hvor R er en hydrofob gruppe inneholdende minst 6 karbonatomer, X er et strukturelement valgt fra gruppen bestående av er et helt tall, H er hydrogen, m er et helt tall mindre enn valensen for strukturelementet X, y er et helt tall, og pro-duktet av n, m og y er minst 10, slik som 10 - 50. Når m er 2, kan n være et liketall eller oddetall for hver av (CH2 - CH2 - 0)n -H-gruppene. Det er foretrukket å benytte en forbindelse hvor y har en verdi på 1. De sistnevnte forbindelser kan representeres ved formelen:
Fortrinnsvis anvendesen forbindelse hvor y og m har en verdi på 1 og n har en verdi i området 20-4 0, fortrinnsvis 25-35. Disse forbindelser kan representeres ved formelen:
hvor 20-n-40, fortrinnsvis 25-n-35.
Det benyttes mest foretrukket fenol med 25-35 mol etylenoksyd-addukt. Se f.eks. US patent nr. 3.284.352 som heri inkorporeres.
Borevæsken for bruk ved forhøyede temperaturer må inneholde en leire dispergert i den vandige fasen. Vanligvis vil bentonittleirer av Wyoming-typen bli benyttet. Disse er hovedsakelig natriumbentonitter som har høye dispergerings-egenskaper i vandig system og utvikler høy viskositet og gelstyrke, og lave væsketapsverdier. Andre leirer som kan være til stede i boreslam-materialene, er andre smektitt-leirer, slik som kalsiumbentonitt, ilitter, kaoliner, leirer med blandede lag, og blandinger derav.
Når en borevæske inneholdende en vandig salt-oppløsningsfase er ønsket, er det foretrukket at bentonitten er prehydratisert i ferskvann før tilsetning til salt-oppløsningen. Dette oppnås hensiktsmessig under anvendelse av den prosess og det apparat som er beskrevet i US patent nr. 3.691.070.
Borevæsken ifølge oppfinnelsen vil fortrinnsvis
3 3 inneholde 28,5-57,1 kg/m natriumbentonitt, 8,6-20,0 kg/m lignosulfonat, 2,9-11,4 kg/m 3 akryl-kopolymer, og eventuelt et overflateaktivt middel i en mengde på 0-171,2 kg/m<3>, fortrinnsvis 2,9-11,4 kg/m<3>.
Dersom leirer andre enn natriumbentonitt er til stede i borevæsken, vil de i alminnelighet være til stede i mengder på 14,3-285,3 kg/m<3>.
Følgende eksempler vil ytterligere illustrere de nye egenskaper ved borevæsken ifølge oppfinnelsen. I disse eksempler ble alle data oppnådd under anvendelse av metode PR 13B ifølge American Petroleum Institute med mindre annet er angitt. Ferrokrom-rlignosulf onatet benyttet i disse eksempler var "Q-BROXIN", og det inneholdt 3% Fe og 1% Cr.
Den benyttede akrylpolymer er en kopolymer av natriumakrylat og hydroksypropylakrylat i et 2:1-molforhold, og med en gjennomsnittlig molekylvekt på ca. 7500. Den ble benyttet som en 50% aktiv vandig oppløsning.
Det benyttede overflateaktive middel i disse eksempler er en etoksylert fenol hvori hvert fenolmolekyl er addukt-bundet med 2 9 molekyler etylenoksyd. Det ble benyttet som en 60% aktiv oppløsning, som også inneholde 3% av et avskum-mingsmiddel ("AKTAFLO-S").
Den benyttede Wyoming-bentonitt var av en kvalitet som ble solgt under varebetegnelsen "AQUAGEL".
Alle benyttede prosentangivelser er ved vekt med mindre annet er angitt.
EKSEMPEL 1.
Det ble fremstilt en basis-bore væske inneholdende
3 3
71,3 kg/m av Wyoming-bentonitt, 14 2,7 kg/m Glen Rose skifer og 2,9 kg/m 3 kaustisk soda. Til dette basisslam ble mengdene av ferrokrom-lignosulfonat og akrylpolymer som angitt i tabell 1, tilsatt. Disse slam ble anbragt i et Fann 50B viskometer innstilt ved 100 omdr/min, og temperatur-kontrollene ble justert til å gi temperaturer på 204,4°C, 232,2°C og 260°C ved en times intervaller under oppretthold-else av trykket ved 56,2 kg/cm<2>. De oppnådde data er angitt i tabell 1.
Dataene angir at lignosulfonatet og akrylpolymeren samvirker synergistisk til å senke viskositeten til borevæsken ved temperaturer på 20 4,4°C og over dette.
EKSEMPEL 2
En basis-borevæske ble fremstilt inneholdende 108,1 liter vann, 6,8'kg Wyoming-bentonitt, 6,8 kg Glen Rose-skifer og 129,7 kg barytt (BAROID). Til dette slam ble det tilsatt enten: (a) 28,5 kg/m 3 North Dakota-lignitt (Leonar-3 3
ditt) og 8,6 kg/m kaustisk soda; (b) 14,3 kg/m North Dakota-lignitt og 2 ppb kaustisk soda; eller (c) 2,9 kg/m<3 >som angitt i tabell 2. Til disse slammaterialer ble de i tabell 2 angitte mengder ferrokrom-lignosulfonat, akrylpolymer og overflateaktive middel tilsatt. Forskjellige egenskaper for disse slam ble bestemt etter valsing i 16 timer ved 65,6°C, og etter aldring i 16 timer ved 204,4°C, som angitt i tabell 2.
De oppnådde data indikerer at akrylpolymeren og det overflateaktive middel samvirker synergisk for å minske skjærstyrken, interpartikkel-reologiske verdier, eller væsketap hos disse leirer/lignosulfonat-slam.
EKSEMPEL 3.
Et leire/lignosulfonat-feltslam ble oppnådd fra
en brønn som hadde blitt boret til 5315,7 meter. Dette slam inneholdt 70 volum-% vann og 30 volum-% faste stoffer,hvorav 0,5 volum-% var oppløste faste stoffer. De uoppløste, faste stoffer, som utgjorde 62,7 vekt-% av slammet, hadde en gjennomsnittlig spesifik vekt på 4,06.
Dette slam ble behandlet med de i tabell 3 angitte mengder av akrylpolymer og overflateaktivt middel, og bestemt som i eksempel 2. De oppnådde data er angitt i tabell 3.
Dette slam ble dessuten behandlet, for sammenlig-ningens skyld, med en maleinsyreanhydrid-sulfonert polysty-renpolymer av den type som er beskrevet i US patent nr. 3.730.900. De angitte data indikerer at natriumakrylat-isopropylakrylat-kopolymeren som benyttes i oppfinnelsen i vesentlig grad hadde bedre egenskaper enn kopolymeren i dette slam.
Claims (3)
1. Vandig borevæske, karakterisert ved at den består av en kombinasjon av de i og for seg kjente materialer: en vandig fase; 42,8-71,3 kg/m 3 av et leiremateriale suspendert i den vandige fasen; 8,6-28,5 kg/m 3av et vannoppløselig lignosulfonat med et kation sem utgjøres av jern, krom aluminium, kobber, zirkonium, titan eller blandinger derav, og 2,8-14,3 kg/m <3>av en kopolymer av akrylsyre og hydroksy
propylakrylat med en gjennomsnittlig molekylvekt i området 5000-10.000, og med følgende struktur:
hvor n er antall gjentatte strukturer som skal til for opp-nåelse av ønsket molekylvekt, x representerer molforholdet mellom akrylsyresalt og hydroksypropylakrylat i polymeren, og M er det saltdannende kationet ammonium, alkalimetallene eller blandinger derav.
2. Borevæske ifølge krav 1, karakterisert ved at x har en verdi i området 1,75-2,5.
3. Borevæske ifølge krav 1, karakterisert ved at x har en verdi i området 1,9-2,1.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/225,671 US4341645A (en) | 1981-01-16 | 1981-01-16 | Aqueous drilling and packer fluids |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO813938L NO813938L (no) | 1982-07-19 |
| NO153457B true NO153457B (no) | 1985-12-16 |
| NO153457C NO153457C (no) | 1986-03-26 |
Family
ID=22845773
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO813938A NO153457C (no) | 1981-01-16 | 1981-11-19 | Vandig borev|ske. |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4341645A (no) |
| JP (1) | JPS5923748B2 (no) |
| CA (1) | CA1170445A (no) |
| DE (1) | DE3200960C2 (no) |
| GB (1) | GB2090888B (no) |
| IT (1) | IT1157912B (no) |
| NL (1) | NL184369C (no) |
| NO (1) | NO153457C (no) |
| PH (1) | PH17443A (no) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NL8402756A (nl) * | 1984-09-10 | 1986-04-01 | Polysar Financial Services Sa | Verdikkingsmiddel. |
| AU581417B2 (en) | 1984-11-16 | 1989-02-23 | Ciba Specialty Chemicals Water Treatments Limited | Water soluble polymers and dispersions containing them |
| 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 |
| US4715971A (en) * | 1985-12-09 | 1987-12-29 | Engineering & Colloid, Ltd. | Well drilling and completion composition |
| US4826611A (en) * | 1985-12-09 | 1989-05-02 | Engineering & Colloid, Ltd. | Well drilling and completion composition |
| US5032295A (en) * | 1989-04-25 | 1991-07-16 | National Starch And Chemical Investment Holding Corporation | Polymers for use in drilling muds |
| EP0565187B1 (en) * | 1992-04-10 | 1995-05-24 | ENIRICERCHE S.p.A. | Drilling muds effective at high temperature |
| US5399548A (en) * | 1992-11-16 | 1995-03-21 | Phillips Petroleum Company | Blended drilling fluid thinner |
| US5646093A (en) * | 1994-09-13 | 1997-07-08 | Rhone-Poulenc Inc. | Modified polygalactomannans as oil field shale inhibitors |
| US5593954A (en) * | 1995-04-26 | 1997-01-14 | The Lubrizol Corporation | Friction modifier for water-based well drilling fluids and methods of using the same |
| US5593953A (en) * | 1995-04-26 | 1997-01-14 | The Lubrizol Corporation | Friction modifier for oil-based (invert) well drilling fluids and methods of using the same |
| US5658860A (en) * | 1995-06-07 | 1997-08-19 | Baker Hughes Incorporated | Environmentally safe lubricated well fluid method of making a well fluid and method of drilling |
| US20060111245A1 (en) * | 2004-11-23 | 2006-05-25 | Carbajal David L | Environmentally friendly water based mud deflocculant/ thinner |
| US7507693B2 (en) * | 2006-12-07 | 2009-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant fluid systems comprising an aromatic sulfonate and methods of using same |
| CA2913745C (en) * | 2013-07-31 | 2019-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2552775A (en) * | 1948-03-20 | 1951-05-15 | Union Oil Co | Drilling fluid |
| US2718497A (en) * | 1950-11-03 | 1955-09-20 | Union Oil Co | Drilling muds |
| US2935504A (en) * | 1955-10-10 | 1960-05-03 | Puget Sound Pulp And Timber Co | Process of improving the effectiveness of the components of spent sulfite liquor andthe products thereof |
| US3087923A (en) * | 1959-05-25 | 1963-04-30 | Puget Sound Pulp & Timber Co | Drilling fluid composition and process |
| US2935473A (en) * | 1959-05-25 | 1960-05-03 | Puget Sound Pulp And Timber Co | Drilling fluid composition and process |
| US3278425A (en) * | 1960-03-31 | 1966-10-11 | Georgia Pacific Corp | Drilling fluid composition process and product |
| US3168511A (en) * | 1960-03-31 | 1965-02-02 | Georgia Pacific Corp | Sulfonated lignin-containing process and product |
| US3284352A (en) * | 1963-08-19 | 1966-11-08 | Mobil Oil Corp | Drilling fluid treatment |
| BE663039A (no) * | 1963-09-24 | |||
| US3640826A (en) * | 1968-09-04 | 1972-02-08 | Int Minerals & Chem Corp | Graft copolymers of acrylic acid and polyhydroxy polymeric compounds for treating clays |
| US3730900A (en) * | 1972-09-25 | 1973-05-01 | Milchem Inc | Composition and process for drilling subterranean wells |
| US4268400A (en) * | 1978-09-27 | 1981-05-19 | Milchem Incorporated | Aqueous drilling fluid additive, composition and process |
| US4220585A (en) * | 1979-04-04 | 1980-09-02 | Dresser Industries, Inc. | Drilling fluid additives |
-
1981
- 1981-01-16 US US06/225,671 patent/US4341645A/en not_active Expired - Fee Related
- 1981-10-20 CA CA000388306A patent/CA1170445A/en not_active Expired
- 1981-11-19 NO NO813938A patent/NO153457C/no unknown
- 1981-12-07 GB GB8136837A patent/GB2090888B/en not_active Expired
-
1982
- 1982-01-04 PH PH26698A patent/PH17443A/en unknown
- 1982-01-08 NL NLAANVRAGE8200063,A patent/NL184369C/xx not_active IP Right Cessation
- 1982-01-12 IT IT19065/82A patent/IT1157912B/it active
- 1982-01-14 DE DE3200960A patent/DE3200960C2/de not_active Expired
- 1982-01-14 JP JP57003554A patent/JPS5923748B2/ja not_active Expired
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO813938L (no) | 1982-07-19 |
| US4341645A (en) | 1982-07-27 |
| DE3200960A1 (de) | 1982-09-02 |
| JPS57143386A (en) | 1982-09-04 |
| IT1157912B (it) | 1987-02-18 |
| IT8219065A0 (it) | 1982-01-12 |
| DE3200960C2 (de) | 1983-11-17 |
| GB2090888A (en) | 1982-07-21 |
| JPS5923748B2 (ja) | 1984-06-04 |
| NO153457C (no) | 1986-03-26 |
| CA1170445A (en) | 1984-07-10 |
| NL184369B (nl) | 1989-02-01 |
| PH17443A (en) | 1984-08-29 |
| NL8200063A (nl) | 1982-08-16 |
| NL184369C (nl) | 1989-07-03 |
| GB2090888B (en) | 1984-10-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0973843B1 (en) | Well servicing fluid for trenchless directional drilling | |
| US5370185A (en) | Mud solidification with slurry of portland cement in oil | |
| DE60118531T2 (de) | Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel und verfahren zu dessen verwendung | |
| US5663122A (en) | Mineral additives for setting and/or controlling the rheological properties and gel structure of aqueous liquid phases and the use of such additives | |
| DE69019476T2 (de) | Distanzflüssigkeiten. | |
| US5120708A (en) | Non-poluting anti-stick water-base drilling fluid modifier and method of use | |
| US5424284A (en) | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration | |
| NO153457B (no) | Vandig borevaeske. | |
| MXPA04007347A (es) | Lodo para barrenado con base acuosa de alto rendimiento y metodo de uso. | |
| RU2224779C2 (ru) | Состав водосодержащего бурового раствора | |
| NO159179B (no) | Viskositetsregulerende blanding. | |
| NO151292B (no) | Leirebasert bore- eller kompletteringsslam med lav viskositet og god temperaturbestandighet | |
| US6475959B1 (en) | Method for the rheology control of fluid phases | |
| NO176403B (no) | Oljebaserte brönnborefluider og geleringsmidler for disse | |
| US5032296A (en) | Well treating fluids and additives therefor | |
| CA1244236A (en) | Liquid polymer containing compositions for thickening aqueous mediums | |
| MXPA06006584A (es) | Metodo para reducir la perdida de fluido en un fluido de mantenimiento de perforaciones. | |
| CA2104559C (en) | Blended drilling fluid thinner | |
| EP0539810A1 (en) | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration | |
| US5350740A (en) | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration | |
| EP0137872B1 (en) | Well drilling and completion fluid composition | |
| US3379708A (en) | Esters of tall oil pitch and polyoxyethylene compounds and their use as drilling fluid additives | |
| EP0157907B1 (en) | Drilling mud compositions | |
| EP0171962A2 (en) | Water-swellable clay composition | |
| US5244877A (en) | Rheologically stable water-based high temperature drilling fluids |