NO161864B - Hoeydensitetsvaeske for betjening av et borehull, og anvendelse av vaesken. - Google Patents
Hoeydensitetsvaeske for betjening av et borehull, og anvendelse av vaesken. Download PDFInfo
- Publication number
- NO161864B NO161864B NO86861330A NO861330A NO161864B NO 161864 B NO161864 B NO 161864B NO 86861330 A NO86861330 A NO 86861330A NO 861330 A NO861330 A NO 861330A NO 161864 B NO161864 B NO 161864B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- density
- solids
- solution
- fluid
- liquid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 37
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims description 26
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 48
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 claims description 33
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 33
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 28
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 claims description 23
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 claims description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 238000010587 phase diagram Methods 0.000 claims description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 35
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 16
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 10
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 8
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 7
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 5
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-N Hydrogen bromide Chemical compound Br CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 2
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 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
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910000042 hydrogen bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 229940031574 hydroxymethyl cellulose Drugs 0.000 description 1
- 229920003063 hydroxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen(.) Chemical compound [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009972 noncorrosive effect Effects 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 150000002902 organometallic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- TVDSBUOJIPERQY-UHFFFAOYSA-N prop-2-yn-1-ol Chemical compound OCC#C TVDSBUOJIPERQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000029219 regulation of pH Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- -1 salts calcium chloride Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003751 zinc Chemical class 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 1
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 description 1
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- 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
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
- Auxiliary Devices For Machine Tools (AREA)
- Lubricants (AREA)
Description
Underjordiske formasjoner kan inneholde verdifulle mineral-avsetninger såsom hydrokarbonoljer og -gasser, svovel og andre verdifulle naturlige ressurser. Kontakt kan oppnåes med disse formasjoner ved boring av et brønnhull fra overflaten til den underjordiske formasjon. Under denne boreoperasjon blir en væske innført i brønnhullet for å smøre og kjøle borhodet, å transportere bort materiale som fjernes fra underjordiske formasjoner ved boreprosessen, og å tette veggene av borehullet for å hindre tap av nevnte væske eller hindre at fluider i underjordiske formasjoner trenger inn i borehullet. Et slikt væske eller bore-"slam" er beskrevet i eksempelvis US-patent 2 073 413. Boreslam med den høye densitet som er nødvendig for å unngå inn-trengning av underjordiske høytrykksfluider i borehullet, kan oppnåes ved at slammet tilsettes faste materialer såsom leire-arter eller barytter. Høye densiteter av størrelsesorden 2,1-2,4 g/cm<3>kan oppnåes for sådant boreslam.
Til visse tider under brønnborings- og kompletterings-prosessen er det imidlertid ønskelig å ha faststoff-frie opp-løsninger i kontakt med de underjordiske formasjoner i borehullet. Se eksempelvis artikkelen av J. L. Kennedy, The Oil and Gas Journal, (2. august 1971) side 62-64. Mange metoder krever en faststoff-fri væske. For eksempel kan pakking- og kompletteringsmetoder påvirkes på skadelig måte av faste stoffer som er suspendert i fluidet i brønnhullet. Se "Drilling and Production Practice", C. M. Hudgins et al. (American Petroleum Institute) 1961; Hudgins et al., The Oil and Gas Journal, (24. juli 1961) side 91-96; og J. H. Plonka, World Oil (april 1972) side 88-89; Neal Adams, The Oil & Gas Journal (9. november 1981), side 254-275. Disse artikler beskriver anvendelse av faststoff-frie saltoppløsninger med høy densitet som fluider. Natriumklorid kan anvendes for fremstilling av oppløsninger ved en densitet på 1,0-1,17 g/cm<3>. Kalsiumklorid kan anvendes for fremstilling av oppløsninger med en densitet på 1,0-1,38 g/cm<3>. Kalsiumklorid/sinkklorid-oppløsninger kan anvendes for fremstilling av oppløsninger med en densitet.på 1,38-1,68 g/cm<3>. Artikkelen av Hudgins angir at sinkholdige fluider med densiteter høyere enn 1,68 g/cm<3>er altfor korrosive til å kunne brukes i praksis. Artikkelen av Plonka beskriver en faststoff-fri kalsiumbromid/kalsiumklorid-oppløsning som kan ha en densitet på 1,80 g/cm<3>.
US-patent 4 292 183 beskriver en faststoff-fri sinkbromid/- kalsiumbromid-oppløsning med en densitet som ligger i området 1,74-2,16 g/cm<3>. Artikkelen av Adams beskriver et CaCl2/CaBr2/-ZnBr2-saltoppløsningssystem med densiteter opp til 2,30 g/cm<3>såvel som de forskjellige fluiders egenskaper og anvendelses-måter.
Det er under tiden ønskelig å ha en faststoff-fri oppløsning som har en densitet høyere enn 1,80 g/cm<3.>Før den foreliggende oppfinnelse krevde dette anvendelse av en sinkholdig væske.
En ønskelig brønnbetjeningsvæske må ha flere egenskaper samtidig. Densiteten av væsken bør være slik at det hydro-statiske trykk som væskesøylen utøver i brønnhullet, tilsvarer fluidumstrykket i den underjordiske formasjon. Tilfredsstillende mottrykk kan under tiden være litt under trykket i den underjordiske formasjon, er ofte høyere enn trykket i den underjordiske formasjon, men innstilles oftest slik at det akkurat tilsvarer det hydrauliske trykk av fluidet i den underjordiske formasjon.
Fluider som anvendes under bearbeidning og komplettering, omfatter alt fra lav-densitetsgasser, såsom nitrogen, til høy-densitetsslam og pakker-væsker. Anvendelsene og kravene er forskjellige for de forskjellige fluider.
Fluider som anvendes for overhaling av en brønn etter dennes begynnelseskomplettering, kalles overhalingsfluider. Disse fluider kan være gasser (såsom nitrogen eller naturgass), slam eller saltholdig vann. Overhalingsfluidets funksjoner innbefatter brønndreping, utrensking av en brønn ved fjerning av sand, stein eller metallspon og andre fremmede gjenstander, boring inn i en ny produksjonssoné eller omperforering for komplettering av en grunnere sone.
Kompletteringsfluider anvendes under de operasjoner som etablerer de endelige forbindelser mellom den produktive formasjon og brønnhullet. Fluidene kan være et kommersielt over-halingsf luidum , nitrogen eller en ren vandig saltoppløsning med lavt faststoff-innhold og kan anvendes i en kort tidsperiode såsom brønnperforering eller i lengre tidsperioder såsom ved gruspakking. Det primære krav som stilles til fluidet, er at det ikke skader eller blokkerer produksjonsformasjonen.
Pakker-fluider plasseres i det ringformede rom mellom produksjonsrøret og foringsrøret. De vanligste krav når det gjelder pakker-fluider, er at de skal opprettholde trykk-kon-troll, ikke være giftige og ikke korrosive, samt at de skal forbli pumpbare og minimere skade på formasjonen.
Brønnbetjeningsfluidet bør være fritt for faste stoffer. Dette betyr hovedsakelig fritt for suspenderte faste stoffer større enn ca. 5 pm i diameter. Det betyr også at oppløsningen bør ha et krystallisasjonspunkt lavere enn brukstemperaturen.
I alminnelighet er krystallisasjonspunktet den laveste temperatur ved hvilken de oppløselige faste stoffer oppløses under dannelse av en faststoff-fri oppløsning.
Korrosiviteten er også en viktig faktor. Saltoppløsningens korrosivitet bør være slik at det ikke finner sted noen betydelig korrosjon på metallrør eller boreutstyr. Dette fordrer i alminnelighet en korrosjonshastighet uten inhibitor mindre enn 0,127 mm/år. Dette gjelder spesielt når væsken anvendes for å stenge en brønn. Væsken kan være i kontakt med rørene i borehullet i lengre tid. Det er også viktig at omgivelsene skades minst mulig.
Når det kreves en oppløsning med en densitet over1,80 g/cm<3>for å balansere formasjonstrykket, har alle de ovenfor nevnte væsker ufullkommenheter. Ingen av saltoppløsningene unntatt de sinkholdige saltoppløsninger vil danne en faststoff-fri opp-løsning med densitet over 1,80 g/cm<3>og et krystallisasjonspunkt under 20°C. Densitetene og oppløselighetene av de faste salter vil ikke gjøre det mulig. De sinkholdige saltoppløsniner kan danne faststoff-frie oppløsninger med densitet over 1,80 g/cm<3>, men disse oppløsninger er i alminnelighet mer korrosive og kan skade omgivelsene. Det er derfor et formål med denne oppfinnelse å tilveiebringe en faststoff-fri brønnbetjeningsvæske med en densitet over 1,80 g/cm<3>og et krystallisasjonspunkt under 20°C, og som ikke krever anvendelse av sinksalter.
Oppfinnelsen angår en høydensitetsvæske for betjening av
et borehull,karakterisert vedat den omfatter en blanding av
55-70 vekt% kalsiumbromid, 15-35 vekt% vann og 5-30 vekt% metanol, og at blandingen har en densitet på fra 1,80 til1,92g/cm<3>og et krystallisasjonspunkt ikke høyere enn 20°C.
Oppfinnelsen angår også anvendelse av høydensitetsvæsken ifølge ett eller flere av kravene 1-3 for betjening av et borehull.
Et trekk ved denne oppfinnelse er at det anvendes lett tilgjengelige og miljømessig relativt sikre materialer for oppnåelse av densiteter som hittil har vært uoppnåelige med så liten miljømessig risiko og korrosivitet.
Tegningen representerer et fasediagram for systemet metanol/CaBr2/vann.
Andre vannoppløselige materialer kan anvendes i brønn-bet jeningsvæsken i en mengde mindre enn den som på ugunstig måte vil påvirke oppløsningens nyttiggjørelse. Slike materialer innbefatter eksempelvis: organiske korrosjonsinhibitorer såsom trietanolamin, propargylalkohol, pyridin og dettes derivater,
og andre organiske korrosjonsinhibitorer som er kjent for fagmannen; viskositetsregulerende reagenser som for eksempel hydroksymetylcellulose og andre som er kjent for fagmannen; pH-regulerende materialer såsom natriumhydroksyd, kalsiumhydroksyd og lignende. Ved noen anvendelser kan det være ønskelig å blande væsken ifølge oppfinnelsen med andre uorganiske saltoppløsninger for å justere brønnbetjeningsvæskens endelige densitet. Slike oppløsninger innbefatter eksempelvis oppløs-ninger av de uorganiske salter kalsiumklorid, natriumklorid, blandinger derav og lignende.
Brønnbetjeningsvæsken ifølge oppfinnelsen bør fortrinnsvis ikke inneholde metallioner som ikke vanligvis finnes i sjøvann i en konsentrasjon høyere enn 1 ppm. Metallioner som vanligvis finnes i sjøvann i høyere konsentrasjoner enn 1 ppm, innbefatter natrium, magnesium, kalsium, kalium og strontium. Metallioner som ikke bør være til stede i blandingen ifølge oppfinnelsen, innbefatter sink, litium og krom, hvilke bare bor være til stede i små mengder som forurensninger eller som et behandlingsmiddel såsom en sinkoksyd-korrosjonsinhibitor. I ethvert tilfelle kan disse materialer være til stede i en konsentrasjon under 1 %, fortrinnsvis under 0,5 % og aller helst under 0,1 % på vektbasis, basert på hele oppløsningen.
Tilstedeværelse av hvilken som helst betydelig mengde av faste stoffer i væsken ifølge oppfinnelsen kan føre til skade på den underjordiske formasjon. Suspenderte faste stoffer kan effektivt blokkere produksjonen fra formasjonen. Fortrinnsvis er væsken fri for faste stoffer med en partikkelstørrelse over 5 pm. Mer foretrukket er oppløsningen fullstendig fri for faste stoffer. Tilstedeværende faste stoffer kan innbefatte alminne-lige forurensninger som finnes i de materialer som anvendes for fremstillingen av væsken, støv og skitt som hefter til det utstyr som anvendes, eller faste stoffer utfelt ved kjøling av oppløsningen eller andre kjemiske prosesser, såsom pH-regulering.
De komponenter som anvendes for fremstilling av væsken ifølge oppfinnelsen, er i alminnelighet kommersielt tilgjengelige materialer. Det kalsiumbromid som anvendes kan være av vanlig kommersiell kvalitet og kan være et materiale som (i USA) er kjent som kalsiumbromid-"spike", som er et faststoff inneholdende 80 % kalsiumbromid og 20 % vann. Kalsiumbromidet kan også frem-stilles i vandig medium, for eksempel ved omsetning av hydrogen-bromid med kalsiumhydroksyd, for eksempel som beskrevet i US-patent 4 234 556.
Hvilket som helst tilgjengelig vann kan anvendes for fremstilling av væsken forutsatt at det ikke inneholder materialer som er skadelige for egenskapene. Sjøvann kan anvendes, men ferskvann foretrekkes. Komponentene i blandingen kan blandes i hvilken som helst rekkefølge, men i alminnelighet er det mest hensiktsmessig å tilsette de faste stoffer til en blanding av de to flytende komponenter. De prosentvise områder for komponentene i væsken ifølge oppfinnelsen er, som nevnt, fra 55 til 70 % kalsiumbromid, 15 til 35 % vann og 5 til 30 % metanol. Dette vil fremgå av tegningen som området mellom de to kurver mellom isodensitetslinjen for 1,80 g/cm<3>og den kurve som viser sammensetningene med et krystallisasjonspunkt på 20°C.
Tegningen viser et vanlig trekant-diagram for et 3-kompo-nent-system. I det øverste hjørne, som er merket med CaBr2for kalsiumbromid, representerer trekantens toppunkt "sammenset-ningen" 100 % kalsiumbromid, og hver linje som er parallell med den motsatte side av trekanten representerer en 10 % økning i vekt% kalsiumbromid på fasediagrammet. Ved de to nedre trekant-hjørner, som er merket MeOH for metanol og H20 for vann, betegner toppunktene henholdsvis 100 % metanol og 100 % vann. De linjer innenfor trekanten som løper parallelt med de sider som er motsatt disse to toppunkter, representerer 10 % økninger med hensyn til sammensetning.
Fire kurver er vist på dette sammensetningsdiagram for diskusjon. Tre av kurvene er tilnærmet rette linjer og representerer isodensitetskurver. Det vil si at hvert av punktene på kurven representerer den sammensetning som har en gitt densitet. De tre kurver er betegnet 1,80 - 1,86 og 1,92 g/cm<3>(kg/l). Punktene på disse kurver kan representere sammensetninger som er faste stoffer eller væsker eller blandinger derav. Tegningen ble laget så nøyaktig som dataene tillater,. Differanser på noen % behøver imidlertid ikke være av betydning og ansees å være innenfor eksperimentelt avvik.
Den fjerde kurve representerer en isokrystallisasjonspunkt-linje. Det vil si at hvert punkt på linjen representerer en sammensetning som har et krystallisasjonspunkt på ca. 20°C. For diskusjonsformålene i det foreliggende bestemmes krystallisasjonspunktet for oppløsningen ved at 2-5 ml av oppløsningen plasseres i et prøverør som deretter kjøles i et tørr-is/metylen-klorid-bad inntil faste stoffer fremkommer. Blandingen med de suspenderte faste stoffer blir så langsomt oppvarmet under om-røring inntil den siste krystall oppløses. Den temperatur ved hvilken den siste krystall oppløses, er krystallisasjonspunktet.
Andre som har arbeidet på dette område, har brukt en eksperimentell metode tilsvarende denne hvor krystallisasjonspunktet er tatt som den temperatur ved hvilken krystallen først fremkommer ved kjøling. Dette ble ikke gjort med dette system på grunn av at dette system og lignende systemer har tendens til underkjøling. Resultatet av dette er at den temperatur ved hvilken den første krystall fremkommer, kan være flere grader lavere enn den temperatur ved hvilken den siste krystall forsvinner. I denne søknads beskrivelse og krav er derfor den temperatur ved hvilken den siste krystall forsvinner, regnet å være krystallisasjonspunktet.
Isokrystallisasjonspunkt-linjen på tegningen strekker seg fra en sammensetning på ca. 35 % kalsiumbromid/65 % metanol til et punkt såvidt på den motsatte side av isodensitetslinjen for 1,92 g/cm<3>med en sammensetning på ca. 67 % kalsiumbromid, 13 % metanol og 20 % vann. Dette nærmer seg den maksimale densitet som kan oppnåes med denne trekomponent-blanding under bibe-holdelse av et krystallisasjonspunkt på 20°C. Isokrystallisasjonspunkt-kurven fortsetter fra dette maksimum til et punkt som representerer ca. 58,8 % kalsiumbromid og 41,2 % vann.
Den del av dette sammensetningsdiagram som er begrenset av isokrystallisasjonspunkt-kurven ved 20°C beliggende i retning av det toppunkt som er merket med kalsiumbromid, representerer den del av sammensetningene av disse tre komponenter som ikke er faststoff-frie ved 20°C og lavere temperaturer. Den del av sammensetningsdiagrammet som ligger mellom isokrystallisasjcns-punkt-kurven ved 20°C og siden motsatt kalsiumbromid-toppunktet, representerer de sammensetninger av disse tre komponenter som vil være faststoff-frie ved 20°C eller høyere. Væskeblandingen ifølge oppfinnelsen representeres av punkter i det område av fasediagrammet som ligger på eller innenfor området innesluttet av isodensitets-linjen for 1,80 g/cm<3>og isokrystallisasjonspunkt-linjen for 20°C.
Densiteten av væsken ifølge oppfinnelsen uttrykkes generelt i kg/l eller g/cm<3>, idet1kg/l tilsvarer 1 g/cm<3>. Densiteten av vann er ca.1kg/l. Densiteten av oppløsningene kan bestemmes på hvilken som helst av de måter som er kjent for fag-folk på området, for eksempel ved anvendelse av et pyknometer eller et hydrometer. Høydensitetsvæsken ifølge oppfinnelsen har en densitet på fra 1,80 g/cm<3>til 1,92 g/cm<3>. Som eksempel vedrørende forståelsen av diagrammet på tegningen nevnes at punkter på diagrammet som ligger mellom isodensitetslinjen for 1,80 g/cm<3>og trekant-toppunktet for rent kalsiumbromid, representerer densiteter over 1,80 g/cm<3>. Mest foretrukket har væsken ifølge oppfinnelsen en densitet på minst 1,86 g/cm<3>.
Alle disse gitte densiteter krever at fluidet ifølge oppfinnelsen er fritt for faste stoffer og har et krystallisasjonspunkt på 20°C eller lavere.
I tillegg til kalsiumbromid og metanol vil hydrater og metanater av kalsiumbromid være til stede i blandingen. Mens den nøyaktige natur av slike materialer er vanskelig å bestemme og deres tilstedeværelse er vanskelig å påvise, er det klart at uansett hvilke stoffer som foreligger, har blandingen de egenskaper med hensyn til densitet, krystallisasjonspunkt, korrosivitet og miljømessige effekter som er beskrevet ovenfor.
Eksempler på brønnbetjeningsteknikker hvor væsken ifølge oppfinnelsen kan anvendes, er beskrevet i eksempelvis US-patent 2 894 584, 2 898 294 og 3 126 950.
De følgende eksempler vil ytterligere belyse oppfinnelsen.
Eksempel 1
108 ml CH3OH (metanol) ble tilsatt til 100 ml kommersielt tilgjengelig væske inneholdende 53 % CaBr2og 47 % H2O. Hertil ble det tilsatt 150 g CaBr2"spike" i porsjoner på 10 til 50 g (CaBr2-"spike" er 80 % CaBr2og 20 % H20). Etter blanding på et rystebord ble oppløsningen filtrert. Denne oppløsning hadde en densitet på 1,58 g/cm<3>. Oppløsningen ble delt i to halvdeler, og til ca. 125 ml oppløsning ble det tilsatt 175 g "spike". Etter rysting inntil alt faststoff var oppløst, ble oppløsningen igjen filtrert. Densiteten av oppløsningen var 1,92g/cm<3>og den hadde et krystallisasjonspunkt på 18,1°C.
Eksempel 2
Til en 235 ml krukke ble det tilsatt 81 ml metanol og 50 ml 53 % CaBr2og 47 % H20. Tilsetninger på 25 eller 50 g CaBr2-"spike" (80 % CaBr2og 20 % H20) ble gjort 11 ganger, slik at den samlede vekt av "spike" tilsatt var 325 g. Oppløsningen ble deretter sugefiltrert. Densiteten ble funnet å være 1,92 g/cm<3>. Krystallisasjonspunktet ble bestemt ved at 2-5 ml oppløsning
ble plassert i et prøverør og deretter kjølt i et tørr-is/- metylenklorid-bad inntil faste stoffer fremkom. Dette ble deretter langsomt oppvarmet under omrøring inntil den siste
krystall oppløstes. Krystallisasjonspunktet for oppløsningen var 16,7°C.
En vandig oppløsning av CaBr2/H20/MeOH vil ha et lavere krystallisasjonspunkt ved sammenligning med en CaBr2/H20-væske. Nedsettelsen av krystallisasjonspunktet skyldes nærværet av MeOH i kombinasjon med CaBr2og vann i oppløsning. Ved en densitet på 1,91 g/cm<3>har CaBr2/H20/MeOH-oppløsningen et krystallisasjonspunkt på 17,8°C. Dette kan direkte stilles i kontrast til en oppløsning inneholdende bare CaBr2og vann hvor en 1,91 g/cm<3->væske vil ha et krystallisasjonspunkt på 27,2°C. Variasjonen i krystallisasjonspunkt-temperaturer (CP) av oppløsninger av CaBr2/H20/MeOH og CaBr2/H20 illustreres av tabell I.
CaBr2/H20-data:
Densiteter: International Critical Tables CP: Seidell (revidert av Linke), Solubilities: Inorganic and Metal Organic Compounds; Van Nostrand Co., Inc., 1958.
Claims (4)
1. Høydensitetsvæske for betjening av et borehull,karakterisert vedat den omfatter en blanding av 55-70 vekt% kalsiumbromid, 15-35 vekt% vann og 5-30 vekt% metanol, og at blandingen har en densitet på fra1,80til 1,92 g/cm<3>og et krystallisasjonspunkt ikke høyere enn 20°C.
2. Væske ifølge krav 1,
karakterisert vedat blandingen har en densitet på minst 1,86 g/cm<3>.
3. Væske ifølge krav 1,
karakterisert vedat den representeres av punkter på fasediagrammet på tegningen beliggende på eller innenfor et område omsluttet av isodensitetslinjen for 1,80 g/cm<3>og en isokrystallisasjonspunkt-linje for 20°C.
4. Anvendelse av væsken ifølge ett eller flere av kravene1-3 for betjening av et borehull.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US1984/001237 WO1986001253A1 (en) | 1984-08-07 | 1984-08-07 | High-density brine fluid and use in servicing wellbores |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO861330L NO861330L (no) | 1986-06-04 |
| NO161864B true NO161864B (no) | 1989-06-26 |
| NO161864C NO161864C (no) | 1989-10-04 |
Family
ID=22182223
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO86861330A NO161864C (no) | 1984-08-07 | 1986-04-04 | Hoeydensitetsvaeske for betjening av et borehull, og anvendelse av vaesken. |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP0194254B1 (no) |
| DK (1) | DK165699C (no) |
| NO (1) | NO161864C (no) |
| WO (1) | WO1986001253A1 (no) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| IL153232A0 (en) * | 2002-12-02 | 2003-07-06 | Bromine Compounds Ltd | PREPARATION OF CaBr2 HYDRATES AND USES THEREOF |
| WO2017116611A1 (en) * | 2015-12-30 | 2017-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Weighted fluids for treatment of subterranean formations |
| US9868890B2 (en) | 2016-03-14 | 2018-01-16 | Alleman Consulting, Llc | Method of increasing the density of a well treatment brine |
| WO2017165762A1 (en) | 2016-03-24 | 2017-09-28 | Tetra, Technologies, Inc. | High density, low tct divalent brines and uses thereof |
| MX2018011600A (es) | 2016-03-24 | 2019-01-10 | Tetra Tech | Mejoramiento de la estabilidad de la temperatura de polioles y alcoholes de azucar en salmueras. |
| WO2017165754A1 (en) | 2016-03-24 | 2017-09-28 | Tetra, Technlogies, Inc | High density, low tct monovalent brines and uses thereof |
| GB2552198A (en) * | 2016-07-13 | 2018-01-17 | Statoil Petroleum As | Fluids |
| US10851278B2 (en) | 2017-10-24 | 2020-12-01 | Tetra Technologies, Inc. | Stabilization and reduction of TCT of brines containing monovalent iodides |
| US11021645B2 (en) | 2017-10-24 | 2021-06-01 | Tetra Technologies, Inc | Stabilization and reduction of TCT of divalent iodide-containing brines |
| US11453817B2 (en) | 2017-10-24 | 2022-09-27 | Tetra Technologies, Inc. | Stabilization of iodide-containing brines and brine mixtures |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4292183A (en) * | 1978-12-13 | 1981-09-29 | Great Lakes Chemical Corporation | High-density fluid compositions |
| US4392964A (en) * | 1980-05-05 | 1983-07-12 | Nl Industries, Inc. | Compositions and method for thickening aqueous brines |
-
1984
- 1984-08-07 WO PCT/US1984/001237 patent/WO1986001253A1/en active IP Right Grant
- 1984-08-07 EP EP19840903134 patent/EP0194254B1/en not_active Expired
-
1986
- 1986-04-04 DK DK155286A patent/DK165699C/da not_active IP Right Cessation
- 1986-04-04 NO NO86861330A patent/NO161864C/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DK155286D0 (da) | 1986-04-04 |
| WO1986001253A1 (en) | 1986-02-27 |
| NO861330L (no) | 1986-06-04 |
| EP0194254A1 (en) | 1986-09-17 |
| EP0194254B1 (en) | 1990-08-29 |
| NO161864C (no) | 1989-10-04 |
| DK165699C (da) | 1993-05-24 |
| DK165699B (da) | 1993-01-04 |
| DK155286A (da) | 1986-04-04 |
| EP0194254A4 (en) | 1988-12-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4261421A (en) | Method for selectively acidizing the less permeable zones of a high temperature subterranean formation | |
| US2898294A (en) | Well completion fluids | |
| US4267887A (en) | Method for acidizing high temperature subterranean formations | |
| DK161777B (da) | Fremgangsmaade til betjening af et borehul | |
| NO326543B1 (no) | Fremgangsmate ved fjerning av filterkake ved boring og komplettering av uforet borebronn | |
| CN108301816A (zh) | 化学剂对天然气水合物分解特性影响评价的方法和装置 | |
| NO343087B1 (no) | Sjøvannsbaserte, partikkelfrie, miljøvennlige bore- og kompletteringsfluider | |
| NO331598B1 (no) | Bore- og vedlikeholdsvaesker og fremgangsmater for a fjerne filterkakeavsetninger | |
| EA012513B1 (ru) | Не содержащий твердой фазы концентрированный солевой раствор, пригодный в качестве скважинного флюида | |
| US4465601A (en) | Composition and method for servicing wellbores | |
| NO161864B (no) | Hoeydensitetsvaeske for betjening av et borehull, og anvendelse av vaesken. | |
| CA1197673A (en) | Corrosion inhibited high density fluid compositions | |
| CA2594173C (en) | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods | |
| CA1109659A (en) | Method for acidizing high temperature subterranean formations | |
| US3012606A (en) | Method of protecting a well casing and tubing against leakage, collapse, and corrosion | |
| CN105542731A (zh) | 一种具有水合物抑制性能的钻井液 | |
| CA2594208C (en) | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods | |
| US4411801A (en) | Low solids well servicing fluids | |
| US20210047558A1 (en) | Defoaming Composition Comprising A Tall-Oil-Derived Surfactant | |
| GB2256448A (en) | Process and fluids for the treatment of oil wells | |
| EP0275304B1 (en) | Calcium-free clear high density fluids | |
| US3014863A (en) | Preparation of well completion and servicing fluid | |
| Singh et al. | A comprehensive review on the high-density clear completion fluids for applications in HPHT well completion | |
| CA1058854A (en) | Composition and method of removing scale from oil wells | |
| WO2020028416A1 (en) | Composition and method for breaking friction reducing polymer for well fluids |