NO157705B - Borevske i form av en vann-i-olje-emulsjon. - Google Patents
Borevske i form av en vann-i-olje-emulsjon. Download PDFInfo
- Publication number
- NO157705B NO157705B NO823068A NO823068A NO157705B NO 157705 B NO157705 B NO 157705B NO 823068 A NO823068 A NO 823068A NO 823068 A NO823068 A NO 823068A NO 157705 B NO157705 B NO 157705B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- polyethylene
- oil
- water
- liquid
- inverse
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims description 25
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 22
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 title claims 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 29
- -1 polyethylene Polymers 0.000 claims description 23
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 22
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 22
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 22
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 18
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 8
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 7
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims description 5
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims description 5
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 5
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims description 3
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229920001903 high density polyethylene Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004700 high-density polyethylene Substances 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 26
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 13
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 12
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 10
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 2
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 241000195493 Cryptophyta Species 0.000 description 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 1
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 229920001580 isotactic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 229920004889 linear high-density polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/64—Oil-based compositions
-
- 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
- Y10S507/922—Fracture fluid
-
- 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
- Y10S507/925—Completion or workover fluid
Description
Foreliggende oppfinnelse angår borevæsker. Mere spesielt angår foreliggende oppfinnelse vann-i-olje (inverse)-emulsjoner for bruk i forskjellige forbindelser ved brønnboring slik som vedlikehold, sprekkdannelse, ved komplettering eller oppgivelse av hull.
Oljebaserte borevæsker finner spesiell anvendelse ved sprekkdannelse og pakning. F.eks. blir oljeholdig sand med lav permeabilitet vanligvis underkastet ekstremt høye fluidtrykk for å åpne sprekker, generelt langs avsetningsplanet, og de således dannede sprekker holdes åpne av faste proppemidler som innføres med væsken. Slike væsker er fortrinnsvis oljebaserte og har lavt filtrasjonstap. Oljebaserte væsker blir også vanligvis benyttet som pakningsvæsker for å fylle ring-rommet mellom foringen og hullveggen idet de oljebaserte væsker tjener til å minimalisere korrosjon og å gi lave væske-tapsegenskaper slik at pakningsvæsken forblir på plass i lengre tid.
Inverse emulsjonsvæsker er utviklet for å overvinne visse mangler ved enkle oljebaserte væsker som har vært benyttet i lang tid ved boring av hull. Imidlertid har slike inverse emulsjoner som overvinner mange av manglene ved enkle oljebaserte væsker lidt under visse problemer, f.eks. tendensen til at oljefasen separeres i det minste partielt fra emulsjon-en. I tillegg er det i mange inversemulsjonssystemer problemer i forbindelse med kontroll av faststoffavsetningen.
Gjenstand for foreliggende oppfinnelse er derfor å tilveiebringe en forbedret brønnboringsvæske av inversemulsjonstypen.
En annen gjenstand for foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en inversemulsjonsborevæske som viser minimal olje-faseseparasjon.
Ytterligere en gjenstand for oppfinnelsen er å tilveiebringe en invers borevæske som minimaliserer faststoffavsetningen.
Ytterligere en gjenstand for oppfinnelsen er å tilveiebringe en borevæske med redusert væsketap. j
i
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer i henhold til dette
en vann-i-olje(invers)-emulsjon i det'vesentlige bestående av en flytende oljeholdig fase og en vandig fase hvori volumforholdet mellom oljeholdig fase og vannholdig fase er fra 99:1 til 1:1, 5,5-57,5 g/l emulgeringsmiddel, 0-57,5 g/l filtreringsreguleringsmiddel, 0-11,5 g/l viskositetsregulerende middel, 0-4,5 g/l kalk, 1,08 kg/l barytt'og 2,75-57,5 g/l polyetylen, og denne borevæske karakteriseres ved at polyetylenet er et pulverisert, fast, partikkelformig, lineært, høydensitets polyetylen med en densitet på minst 0,' 94 g/cm 3, idet polyetylenpartiklene er generelt av sfærisk form og har en midlere partikkelstørrelse på 15-40 ym.
i
Den oljeholdige væske, oljefasen, i bbrevæsken ifølge oppfinnelsen er vanligvis petroleumolje (hydrokarboner). Fortrinnsvis inneholder den oljeholdige væske minst en komponent som koker over bensinkokeområdet, dvs. over 200°C ved atmosfærisk trykk. Oljer med et for høyt innhold lav meget flyktige hydrokarboner i bensinens kokeområde er uønsket på grunn av brann-fare, og på grunn av deres lave viskoIsitet<.> Det er foretrukket 1 o at den oljeholdige væske har et flammepunkt over 60 C. Egnede oljeholdige væsker som kan benyttes ij forbindelse med oppfinnelsen omfatter toppråolje, gassoljerj, petroleumdieselbrenn-stoff, tunge alkylater og fraksjoner av tunge alkylater. De mere foretrukne oljer er fortrinnsvis; parafiniske av karakter, fordi disse er mindre skadelige på gummikomponenter i pumper og rørledninger. Det er foretrukket a]t den oljeholdige væske har en densitet innen området 0,825 til 0,966. De inverse emul-sjonsvæskene ifølge oppfinnelsen vil Igenerelt inneholde den oljeholdige væske, den kontinuerlige fase, som hovedandel, og den vandige fase som mindre andel. Således kan volumforholdet mellom oljeholdig fase og vandig fase ligge innen området 99:1 til 1:1, fortrinnsvis fra 20:1 tiil 2:1, og helst fra 10:1 til 2:1. Den vandige fase kan være ferskvann eller en oppløs-ning av et saltoppløsningsdannende, yannoppløselig salt slik
i
i
som natriumklorid eller kalsiumklorid. Mengden av vannopp-løselig salt i den vandige fase vil variere, avhengig av de betingelser under hvilke væsken skal benyttes. Det er imidlertid vanlig å benytte væsker hvori den vandige fase er mettet med henblikk på det saltoppløsningsdannende, vannopp-løselige salt.
I henhold til oppfinnelsen er det funnet at tilsetning av
et fast partikkelformig polyetylen til inversemulsjonsvæsker gir minimal oljefaseseparering, minre faststoffavsetning og mindre væsketap.
Generelt sagt har slike polyetylener molekylvekter på mer
enn 6000 og inneholder ikke umettede bindinger i polymer-kjeden. Brukbare polyetylener vil generelt ha en densitet på minst 0,94 g/cm 3. Polyetylener med den sistnevnte denistet kalles generelt høydensitetspolyetylener og er lineære, iso-taktiske polymerer med 95% krystallinitet.
Polyetylenet som benyttes i borevæskene ifølge oppfinnelsen er av partikkelformig art, dvs. de er finoppdelte faststoffer, fortrinnsvis omfattende noe nær sfæriske partikler, med en gjennomsnittlig partikkeldiameter fra 15-40 ym. Et partikkelformig foretrukket polyetylen er et lineært høydensitets-polyetylen kjent som "Super Dylan", SDP-113 (heretter kalt SDP-113), markedsført av Atlantic Richfield. Polymers. SDP-113 har følgende fysikalske egenskaper:
Polyetylenet vil være tilstede i væsken i en mengde som er
l
effektiv til a hindre oljeseparasjon fra inversemulsjonen, redusere væsketap og hjelpe til kontrollen av faststoffav-setningen når det benyttes med et egnét viskositetsregulerende middel. Generelt sagt vil det ipartikkelformige polyetylen være tilstede i mengder fra<1> 2,75 til 57,5 g/l.
Væskene ifølge oppfinnelsen inneholder også et invers-emul-geringsntiddel som beskrevet i US-PS 2.'861 .042, 2.946.746, 3.259. 572, 3.346.489, 3.590.005 eller 13.654. 177. Typiske vann-irolje-emulgeringsmidler inkluderer polyamidtypen som dannes ved reaksjon mellom et polyamin og fettsyrer og en dibasisk syre, så vel som de anioniske vann-i-olje-emulgeringsmidler som er beskrevet i ovenfor nevnte US-PS 2.861.042. Blandinger av forskjellige emulgeringsmidler kan, hvis ønskelig, benyttes. Emulgeringsmiddel vil generelt være tilstede
l
i borevæsken i en mengde fra 5,5 til 57,5 g/l og helst fra 7,5 til 40 g/].
Det er også ønskelig at borevæsker ifølge oppfinnelsen inneholder et filtreringsreguleringsmiddel for å understøtte forhindring av væsketap. Selv om mange oljeslamfiltrerings-reguleringsmidler slik som de som beskrives i US-PS 3.168.475 og 3.494.865 kan benyttes, er organofile, lignitiske kollo-ider, fremstilt ved omsetning av lignitt med et kvaternært ammoniumsalt, funnet å være meget effektive. Borevæsker inneholdende slike invers-slamfiltreringsreguleringsmidler og det partikkelformige polyolefin, er spesielt effektive med henblikk på regulering av avsetning ay faststoffer. Filtrer-ingsreguleringsmidlet vil generelt være tilstede i en mengde fra 2,75 til 57,5 g/l av væsken.
Hvis ønskelig kan borevæskene ifølge oppfinnelsen også inneholde egnede viskositetsregulerende midler, f.eks. organofile leirer fremstilt ved omsetning av leirer av smektittypen, f.eks. bentonitt, og et kvaternært ammoniumsalt. Slike viskositetsregulerende midler er beskrevet i US-PS 4.105.578. Når de benyttes, vil dette middel være tilstede i en bore-
i
I
I
væske i mengder fra 1,4 til 11,5 g/l.
Borevæskene ifølge oppfinnelsen kan fordelaktig også inneholde kalk. Uttrykket kalk slik det her benyttes inkluderer kalsiumoksyd så vel som en hvilken som helst form av de forskjellige kjemiske og fysikalske former av hurtigkalk eller hydratisert kalk. Kalken vil generelt være tilstede i fluidet i .en effektiv mengde opptil og inkludert 45 g/l.
Borevæskene ifølge oppfinnelsen inneholder vektøkende midler slik som barytt, idet mengden av et slikt middel som er tilstede i borevæske er avhengig av omgivelsene der væsken skal benyttes. Når et slikt vektøkende middel benyttes, er det spesielt ønskelig at et viskositetsregulerende middel (sus-pens jonsmiddel) som beskrevet ovenfor benyttes.
Borevæskene ifølge oppfinnelsen kan fremstilles ved metoder som er velkjente for fagmannen.
For nærmere å illustrere oppfinnelsen skal følgende eksempler gis. Alle prøveresultater ble oppnådd i henhold til standard API-prosedyrer (API RP 13B, 7. utg., april 1978) og de opp-nådde resultater ble der dette er nødvendig omregnet til met-riske enheter. I alle tilfeller var det benyttede polyetylen "Super Dylon" SDP-113.
Eksempel 1
Laboratoriefremstilte basisinvers-emulsjonsslam ble fremstilt ved å blande sammen følgende bestanddeler i de angitte mengder:
1,2 Registrert varemerke for emulgeringsmidler fra
NL Baroid, Houston, Texas.
^ Registrert varemerke for et syntetisk organofilt kolloid viskositetsregulerende middel markedsført av NL Baroid, Houston, Texas. <4> Registrert varemerke for barytjIt, et vektøkende middel markedsført av NL Baroid, Houston, Texas.
j
Basisslammene som fremstilt ovenfor'ble benyttet for å frem-stille borevæsker med sp.v. på 1,80 gI /cm 3 med innarbeidet "DURATONE" (registrert varemerke, et oljeslamfiltreringsregu-leringsmiddel markedsført av NL Baroid, Houston, Texas) eller SDP-113. Sammensetningene av de således fremstilte slam og prøveresultatene med henblikk på olgeseparasjon, væsketap, faststoffavsetning og reologiske egenskaper er gjengitt i tabell 1. j
Som det fremgår av de i tabell 1 angitte data, er det partikkelformige polyetylen (SDP-113), meget mere effektivt enn konvensjonelle oljeslamfiltreringskontrollmidler, "DURATONE", med henblikk på reduksjon av væsketap ij inversslam (sammenlign resultatene i prøvene A og B).
Eksempel 2
Noen av de inverse emulsjonsslam som er vist i tabell 1 ble underkastet statisk aldring under betingelser som vist i tabell 2 nedenfor. Tabell 2 gir også resultater for reologiske målinger, væsketap, oljeseparering log faststoffavsetning.
I
Slik det fremgår av resultatene i tabell 2, er væsketapet for inversslammene inneholdende polyetylen, SDP-113, og etter statisk aldring, meget mindre enn for slam som ikke inneholder polyetylen. Sammenlign f.eks. resultatene for slamprøve A i forhold til resultatene for slamprøvene B og E. Slik det også
i
kan sees fra tabell 2, er det ingen oljefaseseparering i aldrede prøver som inneholder polyetylen. Til slutt viser data i tabell 2 at tilsetningen av polyetylen til inversslammene
i
I
I
forhindrer faststoffavsetning , selv etter at slammene er aldret under heller alvorlige betingelser.
Eksempel 3
For å vise effektiviteten av foreliggende oppfinnelse med
3.
et typisk feltinversslam ble et 2,277 g/cm inversslam (Shell's Hinojosa nr. 1, Zapata County, Texas E-896) fortyn-net 10% med en 50:50 volumblanding av dieselolje og vann for å gi et 2,18 g/cm 3slam med et 86:14 (vol) olje-vann-forhold. For å oppnå sammenlignbare resultater ble en prøve av det opprinnelige 2,27 7 g/cm 3 slam, prøve A. sammenlignet med prø-ver av 2,18 g/cm 3 slam hvorav en, prøve B, benyttet et typisk viskositetsregulerende middel, "GELTONE", og en andre prøve, prøve C, inneholdt SDP-113.
Tabell 3 viser sammensetningene av slammene, resultatene for målingene av de reologiske egenskaper og måling av olje- og faststoffseparering.
Slik det fremgår av de i tabell 3 gitte data, viste prøve C, som inneholdt polyetylen, ingen faststoffavsetning, mens prøve B som inneholdt konvensjonelle, viskositetsregulerende midler som vanligvis benyttes for å forhindre faststoffseparering i oljebaserte slam, viste moderat faststoffavsetning . Bemerk at ikke-behandlet feltslam, uten viskositetsregulerende middel eller polyetylen, prøve A, viste betyde-lig faststoffavsetning.
Claims (1)
- Borevæske i form av en vann-i-olje-emulsjon i det vesentlige •bestående av en flytende oljeholdig fase og en vandig fase hvori volumforholdet mellom oljeholdig fase og vannholdig fase er fra 99:1 til 1:1, 5,5-57,5 g/l emulgeringsmiddel, 0-57,5 g/l filtreringsreguleringsmiddel, 0-11,5 g/l viskositetsregulerende middel, 0-4,5 g/l kalk, 1,08 kg/l barytt og 2,75-57,5 g/l polyetylen, karakterisert ved at polyetylenet er et pulverisert, fast, partikkelformig, lineært, høydensitets polyetylen med en densitet på minst 0,94 g/cm 3, idet polyetylenpartiklene er generelt av sfærisk form og har en midlere partikkelstørrelse på 15-40 ym.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/332,652 US4436636A (en) | 1981-12-21 | 1981-12-21 | Invert emulsion well servicing fluids |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO823068L NO823068L (no) | 1983-06-22 |
| NO157705B true NO157705B (no) | 1988-01-25 |
| NO157705C NO157705C (no) | 1988-05-11 |
Family
ID=23299219
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO823068A NO157705C (no) | 1981-12-21 | 1982-09-09 | Borevaeske i form av en vann-i-olje-emulsjon. |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4436636A (no) |
| AR (1) | AR242426A1 (no) |
| AU (1) | AU549406B2 (no) |
| BR (1) | BR8206800A (no) |
| CA (1) | CA1189301A (no) |
| DE (1) | DE3247123C2 (no) |
| FR (1) | FR2518564B1 (no) |
| GB (1) | GB2112044B (no) |
| IT (1) | IT1156145B (no) |
| MX (1) | MX162756A (no) |
| NL (1) | NL8204405A (no) |
| NO (1) | NO157705C (no) |
Families Citing this family (45)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4525522A (en) * | 1982-09-13 | 1985-06-25 | Exxon Research And Engineering Co. | Drilling fluids based on sulfonated thermoplastic polymers having improved low temperature rheological properties |
| GB2131067A (en) * | 1982-11-17 | 1984-06-13 | Doverstrand Ltd | Improvements in drilling fluids |
| DE3400164A1 (de) * | 1983-01-14 | 1984-07-19 | Sandoz-Patent-GmbH, 7850 Lörrach | Fluessigkeitsverluste vermindernde additive fuer bohrlochbearbeitungsfluessigkeiten |
| US4509598A (en) * | 1983-03-25 | 1985-04-09 | The Dow Chemical Company | Fracturing fluids containing bouyant inorganic diverting agent and method of use in hydraulic fracturing of subterranean formations |
| US4575428A (en) * | 1984-05-10 | 1986-03-11 | Milchem Incorporated | Invert emulsion drilling fluid comprising oligamide composition |
| US4663076A (en) * | 1984-05-10 | 1987-05-05 | Milchem Incorporated | Invert emulsion drilling fluid comprising oligamide composition |
| US5045219A (en) * | 1988-01-19 | 1991-09-03 | Coastal Mud, Incorporated | Use of polyalphalolefin in downhole drilling |
| US4876017A (en) * | 1988-01-19 | 1989-10-24 | Trahan David O | Use of polyalphalolefin in downhole drilling |
| US5232910A (en) * | 1988-12-19 | 1993-08-03 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Use of selected ester oils in drilling fluids and muds |
| US5252554A (en) * | 1988-12-19 | 1993-10-12 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Drilling fluids and muds containing selected ester oils |
| USRE36066E (en) * | 1988-12-19 | 1999-01-26 | Henkel Kgaa | Use of selected ester oils in drilling fluids and muds |
| US5254531A (en) * | 1989-02-09 | 1993-10-19 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Oleophilic basic amine compounds as an additive for invert drilling muds |
| DE3903784A1 (de) * | 1989-02-09 | 1990-08-16 | Henkel Kgaa | Monocarbonsaeure-methylester in invert-bohrspuelschlaemmen |
| US5189012A (en) * | 1990-03-30 | 1993-02-23 | M-I Drilling Fluids Company | Oil based synthetic hydrocarbon drilling fluid |
| US5057234A (en) * | 1990-06-11 | 1991-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Non-hydrocarbon invert emulsions for use in well drilling operations |
| CA2091420A1 (en) * | 1992-03-17 | 1993-09-18 | Richard W. Jahnke | Compositions containing combinations of surfactants and derivatives of succinic acylating agent or hydroxyaromatic compounds and methods of using the same |
| CA2091402A1 (en) * | 1992-03-17 | 1993-09-18 | Richard W. Jahnke | Compositions containing derivatives of succinic acylating agent or hydroxyaromatic compounds and methods of using the same |
| US5283235A (en) * | 1992-03-17 | 1994-02-01 | The Lubrizol Corporation | Compositions containing esters of carboxy-containing interpolymers and methods of using the same |
| US5330662A (en) * | 1992-03-17 | 1994-07-19 | The Lubrizol Corporation | Compositions containing combinations of surfactants and derivatives of succinic acylating agent or hydroxyaromatic compounds and methods of using the same |
| US5498596A (en) * | 1993-09-29 | 1996-03-12 | Mobil Oil Corporation | Non toxic, biodegradable well fluids |
| US6017854A (en) * | 1997-05-28 | 2000-01-25 | Union Oil Company Of California | Simplified mud systems |
| US6194361B1 (en) | 1998-05-14 | 2001-02-27 | Larry W. Gatlin | Lubricant composition |
| WO2001051767A2 (en) * | 2000-01-14 | 2001-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Addition of solids to generate viscosity downhole |
| US7749945B2 (en) * | 2000-06-13 | 2010-07-06 | Baker Hughes Incorporated | Invert emulsion drilling fluid systems comprising an emulsified aqueous phase comprising dispersed integral latex particles |
| US20060270562A1 (en) * | 2003-08-04 | 2006-11-30 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluids with redispersible polymer powders |
| US7271131B2 (en) * | 2001-02-16 | 2007-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Fluid loss control and sealing agent for drilling depleted sand formations |
| US8053394B2 (en) * | 2000-06-13 | 2011-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluids with redispersible polymer powders |
| US6703351B2 (en) * | 2000-06-13 | 2004-03-09 | Baker Hughes Incorporated | Water-based drilling fluids using latex additives |
| US20030092580A1 (en) * | 2001-10-11 | 2003-05-15 | Clearwater, Inc. | Invert emulsion drilling fluid and process |
| US20050239662A1 (en) * | 2004-04-21 | 2005-10-27 | Chevron Phillips Chemical Company, Lp | Drilling fluids |
| US7749943B2 (en) * | 2004-12-01 | 2010-07-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and drilling fluid systems and lost circulation pills adapted to maintain the particle size distribution of component latex particles before and after freezing of the latex particles in the presence of water |
| US7803743B2 (en) * | 2005-06-06 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Invert emulsion carrier fluid and oil-wetting agent and method of using same |
| US7741250B2 (en) * | 2006-05-11 | 2010-06-22 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Wellbore servicing fluids comprising grafted homopolymers and methods of using same |
| GB0711621D0 (en) * | 2007-06-18 | 2007-07-25 | 3M Innovative Properties Co | Additive to reduce fluid loss for drilling fluids |
| EP2053111B1 (en) * | 2007-10-24 | 2016-12-07 | Emery Oleochemicals GmbH | Drilling composition, process for its preparation and applications thereof |
| US7790646B2 (en) * | 2007-12-20 | 2010-09-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Conversion of fine catalyst into coke-like material |
| US7737068B2 (en) * | 2007-12-20 | 2010-06-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Conversion of fine catalyst into coke-like material |
| US8765622B2 (en) * | 2007-12-20 | 2014-07-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Recovery of slurry unsupported catalyst |
| US8722556B2 (en) * | 2007-12-20 | 2014-05-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Recovery of slurry unsupported catalyst |
| US20090159495A1 (en) * | 2007-12-20 | 2009-06-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Heavy oil conversion |
| RU2467049C2 (ru) * | 2011-02-11 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора |
| US8575072B2 (en) | 2011-09-29 | 2013-11-05 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Fluid loss additives and methods of making and using same |
| US9034800B2 (en) | 2011-09-29 | 2015-05-19 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Fluid loss additives and methods of making and using same |
| RU2490293C1 (ru) * | 2012-02-13 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз для бурения пологих и горизонтальных скважин |
| US20130217603A1 (en) * | 2012-02-17 | 2013-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of neutral-density particles to enhance barite sag resistance and fluid suspension transport |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2661334A (en) | 1952-02-11 | 1953-12-01 | Standard Oil And Gas Company | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
| US2798851A (en) | 1955-04-08 | 1957-07-09 | Socony Mobil Oil Co Inc | Emulsion drilling fluid for wells |
| US2861042A (en) | 1955-08-15 | 1958-11-18 | Socony Mobil Oil Co Inc | Emulsion fluid for wells |
| US2969321A (en) | 1956-12-03 | 1961-01-24 | Phillips Petroleum Co | Drilling fluids and method of using same |
| US2996450A (en) | 1957-04-23 | 1961-08-15 | Atlas Powder Co | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
| US2999063A (en) | 1957-08-13 | 1961-09-05 | Raymond W Hoeppel | Water-in-oil emulsion drilling and fracturing fluid |
| US3251769A (en) * | 1960-02-17 | 1966-05-17 | Dow Chemical Co | Low fluid loss composition and method of use |
| US3244638A (en) | 1960-06-21 | 1966-04-05 | Swift & Co | Water-in-oil emulsion |
| US3140747A (en) | 1960-07-27 | 1964-07-14 | Phillips Petroleum Co | Water-in-oil emulsion well fluid |
| US3216933A (en) * | 1962-08-02 | 1965-11-09 | Pan American Petroleum Corp | Method for preventing drill pipe from sticking |
| US3351079A (en) | 1962-09-28 | 1967-11-07 | Dow Chemical Co | Low fluid loss compositions |
| DE1642336A1 (de) * | 1966-05-26 | 1971-04-22 | Shell Int Research | Pflanzenschutzmittelemulsion |
| US3700050A (en) * | 1970-12-14 | 1972-10-24 | Atlantic Richfield Co | Method for drilling and completing a well and a packer fluid therefor |
| US3826771A (en) * | 1973-01-11 | 1974-07-30 | Nalco Chemical Co | Stable high solids water-in-oil emulsions of water soluble polymers |
| US4105578A (en) | 1976-12-10 | 1978-08-08 | N L Industries, Inc. | Organophilic clay having enhanced dispersibility |
| US4306980A (en) | 1979-12-03 | 1981-12-22 | Nl Industries, Inc. | Invert emulsion well-servicing fluids |
-
1981
- 1981-12-21 US US06/332,652 patent/US4436636A/en not_active Expired - Lifetime
-
1982
- 1982-08-16 AU AU87187/82A patent/AU549406B2/en not_active Expired
- 1982-08-30 CA CA000410378A patent/CA1189301A/en not_active Expired
- 1982-09-01 AR AR82290513A patent/AR242426A1/es active
- 1982-09-09 NO NO823068A patent/NO157705C/no not_active IP Right Cessation
- 1982-10-15 GB GB08229525A patent/GB2112044B/en not_active Expired
- 1982-11-12 NL NL8204405A patent/NL8204405A/nl active Search and Examination
- 1982-11-24 BR BR8206800A patent/BR8206800A/pt not_active IP Right Cessation
- 1982-12-02 FR FR8220229A patent/FR2518564B1/fr not_active Expired
- 1982-12-13 MX MX82195587A patent/MX162756A/es unknown
- 1982-12-14 IT IT24741/82A patent/IT1156145B/it active
- 1982-12-20 DE DE3247123A patent/DE3247123C2/de not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO157705C (no) | 1988-05-11 |
| IT1156145B (it) | 1987-01-28 |
| FR2518564B1 (fr) | 1986-11-28 |
| AU8718782A (en) | 1983-06-30 |
| AU549406B2 (en) | 1986-01-23 |
| CA1189301A (en) | 1985-06-25 |
| FR2518564A1 (fr) | 1983-06-24 |
| DE3247123C2 (de) | 1994-05-26 |
| BR8206800A (pt) | 1983-10-04 |
| GB2112044A (en) | 1983-07-13 |
| GB2112044B (en) | 1985-02-27 |
| US4436636A (en) | 1984-03-13 |
| DE3247123A1 (de) | 1983-06-30 |
| IT8224741A0 (it) | 1982-12-14 |
| NO823068L (no) | 1983-06-22 |
| AR242426A1 (es) | 1993-03-31 |
| NL8204405A (nl) | 1983-07-18 |
| MX162756A (es) | 1991-06-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO157705B (no) | Borevske i form av en vann-i-olje-emulsjon. | |
| US6703351B2 (en) | Water-based drilling fluids using latex additives | |
| US3467208A (en) | Lost circulation control | |
| US5189012A (en) | Oil based synthetic hydrocarbon drilling fluid | |
| US7271131B2 (en) | Fluid loss control and sealing agent for drilling depleted sand formations | |
| US2552775A (en) | Drilling fluid | |
| US3738437A (en) | Drilling process using a shale protecting polymer drilling fluid system | |
| CA2771045C (en) | Ultra high viscosity pill and methods for use with an oil-based drilling system | |
| US2675353A (en) | Oil base drilling fluid | |
| EP1423490A1 (en) | Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid | |
| GB2223255A (en) | Invert emulsion drilling fluid | |
| US3724565A (en) | Method of controlling lost circulation | |
| US2557647A (en) | Emulsion fluid for drilling wells | |
| EP0610393A1 (en) | Thermally stable oil-base drilling fluid | |
| Browning | Lignosulfonate stabilized emulsions in oil well drilling fluids | |
| EA010638B1 (ru) | Буровые растворы на водной основе с применением латексных добавок | |
| US2953525A (en) | Oil base drilling fluid | |
| US3738934A (en) | Oil base drilling fluid composition and process | |
| US2363499A (en) | Nonaqueous drilling fluid | |
| US2798851A (en) | Emulsion drilling fluid for wells | |
| CA2515060C (en) | Stabilized colloidal and colloidal-like systems | |
| CA2534080C (en) | Water-based drilling fluids using latex additives | |
| US2531662A (en) | Drilling fluids | |
| RU2258136C1 (ru) | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта | |
| WO2020041114A1 (en) | Converting invert emulsions to emulsions using polyvalent salts of polymeric weak acids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |
Free format text: EXPIRED IN SEPTEMBER 2002 |