NO163298B - Vaeskeformig skillemiddel og anvendelse derav. - Google Patents
Vaeskeformig skillemiddel og anvendelse derav. Download PDFInfo
- Publication number
- NO163298B NO163298B NO853141A NO853141A NO163298B NO 163298 B NO163298 B NO 163298B NO 853141 A NO853141 A NO 853141A NO 853141 A NO853141 A NO 853141A NO 163298 B NO163298 B NO 163298B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- agent
- ethoxylated
- ethylene oxide
- present
- volume
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims description 26
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 28
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 10
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims abstract description 6
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 80
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 21
- -1 nonyl enol Chemical class 0.000 claims description 11
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 5
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 4
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims description 4
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 3
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 2
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 claims description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 claims description 2
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 13
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 abstract 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 35
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 4
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QPRQEDXDYOZYLA-UHFFFAOYSA-N 2-methylbutan-1-ol Chemical compound CCC(C)CO QPRQEDXDYOZYLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 3
- KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 1-Octanol Chemical compound CCCCCCCCO KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BBMCTIGTTCKYKF-UHFFFAOYSA-N 1-heptanol Chemical compound CCCCCCCO BBMCTIGTTCKYKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-N naphthalene-1-sulfonic acid Chemical compound C1=CC=C2C(S(=O)(=O)O)=CC=CC2=C1 PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 2
- LZDKZFUFMNSQCJ-UHFFFAOYSA-N 1,2-diethoxyethane Chemical compound CCOCCOCC LZDKZFUFMNSQCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LEEANUDEDHYDTG-UHFFFAOYSA-N 1,2-dimethoxypropane Chemical compound COCC(C)OC LEEANUDEDHYDTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RRQYJINTUHWNHW-UHFFFAOYSA-N 1-ethoxy-2-(2-ethoxyethoxy)ethane Chemical compound CCOCCOCCOCC RRQYJINTUHWNHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JOLQKTGDSGKSKJ-UHFFFAOYSA-N 1-ethoxypropan-2-ol Chemical compound CCOCC(C)O JOLQKTGDSGKSKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-ol Chemical compound COCC(C)O ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 2-METHOXYETHANOL Chemical compound COCCO XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WAEVWDZKMBQDEJ-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-methoxypropoxy)propoxy]propan-1-ol Chemical compound COC(C)COC(C)COC(C)CO WAEVWDZKMBQDEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 2-ethoxyethanol Chemical compound CCOCCO ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 2-propoxyethanol Chemical compound CCCOCCO YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VATRWWPJWVCZTA-UHFFFAOYSA-N 3-oxo-n-[2-(trifluoromethyl)phenyl]butanamide Chemical compound CC(=O)CC(=O)NC1=CC=CC=C1C(F)(F)F VATRWWPJWVCZTA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005909 Kieselgur Substances 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 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
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 229940019778 diethylene glycol diethyl ether Drugs 0.000 description 1
- SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N diglyme Chemical compound COCCOCCOC SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 229920006316 polyvinylpyrrolidine Polymers 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- 239000000126 substance 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/424—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells using "spacer" compositions
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Medicines Containing Material From Animals Or Micro-Organisms (AREA)
Abstract
Et vandig middel og en fremgangsmåte for i det vesentlige å forhindre kontakt mellom ikke-forenelige karbonholdige bg vandige fluider under anvendelse av et vandig skillemiddel. Midleomfatter et vandig fluid, en blanding av nonylfenoler og minst en valgt blant sulfonerte, lineære C_rettkjedede alkoholer, etoksylert med gjennomsnittlig fra ca. 2 til ca. 20 mol etylenoksyd, en lavmolekylvektsalifatisk glykoleter inneholdende fra ca. 3 til ca. 12 karbonatomer samt en alkohol inneholdende f ra ca. 3 til ca. 8 karbona tome r oloksylorl mod gjonnomsni Ltlig Z til $ mol etylenoksyd.
Description
Foreliggende oppfinnelse angår et væskeformig skillemiddel for bruk ved sedimentering av et område av et borehull og oppfinnelsen angår også denne anvendelse.
Det er ofte ønskelig å separere eller forhindre kontakt mellom partikkelformige faststoffer inneholdende karbonholdige og vandige væsker. For eksempel er en borevæske (ofte kalt "slam") vanligvis tilstede i olje- og andre tilsvarende brønner på det tidspunktet man sementerer et hus inn i et borehull med en vandig sementoppslemming. Slammet og sementen er ikke alltid forenelige med hverandre. Uforeneligheten for en vandig sementoppslemming med et oljebasert slam kan være så alvorlig at en blanding av de to vil danne en ikke-pumpbar masse. Når dette skjer i et borehull kan sementoppslemmingen Ikke pumpes eller fortrenges. Hus, rør eller borestreng vil bli tilbake full av avsatt sement som krever kostbar utboring og som i enkelte tilfeller utvikler seg til en situasjon som ikke kan korrigeres. I det sistnevnte tilfelle må en kostbar olje- eller en annen tilsvarende brønn oppgis.
En prosedyre for fjerning av slammet er kun å forsøke og fortrenge det med sementoppslemmingen. Som imidlertid antydet er dette ikke alltid mulig. Det er ønskelig å oppnå god slamfjerning foran sementen for å forbedre bindingen mellom avsatt sement, borehullvegg og hus.
Et begrenset forsøk har vært gjort på å legge et flytende skillemiddel mellom en sementoppslemming og slammet for å forbedre slamfortynningen. Bruken av en vann- eller olje foran sementoppslemmingen har vært vanlig praksis i mange år. Det ansees generelt som et spylemiddel og et middel for fysisk å separere slammet og sementoppslemmingen. Imidlertid har prøver vist at mesteparten av den delvis dehydratiserte slamkake som holdes tilbake på borehullveggen ikke kan fjernes under vanlige sirkulasjonsbetingelser.
For å være effektiv må skillemidlet ha følgende egenskaper: Det må være forenelig med både et karbonholdig og et vandig medium, dvs. et oljebasert boreslam og en vandig sementoppslemming, og med enhver kombinasjon av disse systemer. Denne kompatibilitet bør også foreligge ved borehullets temperaturer og trykk. Det er også ønskelig å la disse overflater være vannfuktet slik at den vandige sement sterkt kan bindes til røret og formasjonen. Det flytende skillemiddel må også lett være tilpassbart et vidt spektrum av oljebaserte slam og sementoppslemminger. På samme måte må densiteten for skillemidlet lett kunne varieres for til-pasning til densitetene til fluidene som skal fjernes fra en brønn og lignende.
Foreliggende oppfinnelse angår som nevnt et væskeformig skillemiddel som med hell møter de fleste av de ønskede karakteristika som angitt ovenfor. Det kan også benyttes som skillemiddel for eksempel i rørledninger mellom hydrokarbonholdige og ikke-hydrokarbonholdige fluider.
I henhold til dette angår foreliggende oppfinnelse et væskeformig skillemiddel for bruk ved sedimentering av et område av et borehull som trenger gjennom en underjordisk formasjon og hvor det foreligger et føringsrør, idet borehullet i det område som skal sementeres inneholder et oljebasert boreslam hvilket middel eventuelt inneholder et tyngdegivende middel og et viskositetsregulerende middel, og dette skillemiddel karakteriseres ved at det omfatter:
en vandig væske -
en nonylfenolblanding etoksylert med fra 1 til 14
mol etylenoksyd, tilstede i en mengde fra 1 til 10 volum-5É av midlet -
minst en forbindelse valgt blant sulfonerte, lineære,
rettkjedede alkoholer etoksylert med fra 2 til 20 mol etylenoksyd, tilstede i en mengde på opptil 5 volum-£ av midlet;
en alifatisk glykoleter inneholdende fra 3 til 12
karbonatomer, tilstede i en mengde av opptil 5 volum-% av midlet og en alkohol inneholdende fra 3 til 8 karbonatomer, etoksylert med fra 2 til 4 mol etylenoksyd, tilstede i en mengde på opptil 5 volum-# av midlet.
Foreliggende oppfinnelse angår også anvendelse av dette skillemiddel for sedimentering av et område av et borehull som trenger gjennom en underjordisk formasjon hvori det er anbragt et foringsrør, idet borehullet i det område som skal sedimenteres inneholder et oljebasert boreslam.
Midlet omfatter en vandig væske, en blanding av nonylfenoler som er etoksylert med fra 1 til 14 mol etylenoksyd, og fortrinnsvis en sulfonert lineær Cg_ig rettkjedet alkohol som er etoksylert med fra 2 til 20 mol etylenoksyd, en lavmolekylvektsalifatisk glykoleter inneholdende fra 3 til 12 karbonatomer pr. molekyl og en alkohol inneholdende fra 3 til 8 karbonatomer etoksylert med 2 til 4 moletylenoksyd sammen med et hvilket som helst konvensjonelt benyttet skillemiddeladditiv, hvis ønskelig, slik som viskositetsmodifiserende midler, egenvektsøkende midler og lignende.
Skillemidler ifølge oppfinnelsen består av en vandig fluid basis. Generelt kan et hvilket som helst vandig fluid som vanligvis benyttes ved fremstilling av sement benyttes, slik som f.eks. vann, naturlige eller kunstige saltoppløsninger og lignende.
En vesentlig bestanddel ved midlet er en blanding av nonylfenoler etoksylert med gjennomsnittlig fra 1 til 14 mol etylenoksyd. Blandingen av nonylfenoler bør omfatte fra 0 til 100 volum-* nonylfenoler etoksylert med gjennomsnittlig fra 1 til 6 mol etylenoksyd (E.O.) og fra 0 til 100* nonylfenoler etoksylert med gjennomsnittlig fra ca. 7 til 14 mol etylenoksyd. Fortrinnsvis bør blandingen av nonylfenoler omfatte fra 20 til 80 volum-* nonylfenoler etoksylert med fra 1 til 6 mol etylenoksyd og fra 20 til 80* nonylfenoler etoksylert med fra 7 til 14 mol etylenoksyd.
Aller helst omfatter blandingen av nonylfenoler fra 50 til 80 volum-* nonylfenoler etoksylert med fra 1 til 6 mol etylenoksyd og fra 20 til 50* nonylfenoler etoksylert med fra 7 til 14 mol etylenoksyd.
En annen bestanddel som kan være tilstede i midlet ifølge oppfinnelsen er en sulfonert lineær rettkjedet alkohol som er etoksylert med gjennomsnittlig fra 2 til 20 mol etylenoksyd. Den rettkjedede alkohol omfatter en Cg til C^g alkohol med en sulf oneringsgrad på 50 til 100*. Fortrinnsvis omfatter den rettkjedede alkohol en C^£ t11 c16 alkohol med en sulf oneringsgrad på ca. 100 *. Eksempler på slike forbindelser er et C12-I6 etoksylatsulfat med et gjennomsnitt på ca. 3 mol E.O. , C^q til C±2 alkyletoksylatsulfat med et gjennomsnitt på mindre enn 6 mol E.O. og lignende.
En annen bestanddel som kan være tilstede i midlet er en lavmolekylvektsalifatisk glykol eter inneholdende fra 3 til 12 karbonatomer pr. molekyl. Eksempler på slike etere er etylenglykolmonometyleter, etylenglykoldimetyleter, dietylenglykoldimetyleter, etylenglykolmonoetyleter, etylenglykoldietyleter, dietylenglykoldietyleter, etylengly-kolmonopropyleter, etylenglykolmonobutyleter, dietylenglykol-n-butyleter, propylenglykolmonometyleter, propylenglykol-dimetyleter, propylenglykolmonoetyleter, dipropylenglykol-dimetyleter, tripropylenglykolmonometyleter og lignende. Etylenglykolmonobutyleter har vist seg å være spesielt effektiv for oppfinnelsens formål og er derfor foretrukket.
Ytterligere en bestanddel som kan være tilstede i midlet ifølge oppfinnelsen er en alkohol inneholdende fra 3 til 8 karbonatomer, etoksylert med gjennomsnittlig fra 2 til 4 mol etylenoksyd. Fortrinnsvis er alkoholene etoksylert med fra 2 til 3 mol etylenoksyd. Eksempler på slike alkoholer er n-propyl-, isopropyl-, n-butyl-, isobutyl-, sec-butyl-, tert-butyl-, n-pentyl-, isopentyl-, tert-pentyl- n-heksyl, n-heptyl- og n-oktylalkohol, 2 metyl-1-butanol og lignende.
Midlet ifølge oppfinnelsen kan fremstilles i enhver egnet blandeapparatur. Fortrinnsvis fremstilles midlet kort før dets forventede bruk. For eksempel kan blandingen av vandig fluid, etoksylert nonylfenolblanding, sulfonert lineær alkohol, eter og alkohol tilsettes til en blander og så omrøres i et tidsrom tilstrekkelig til å blande bestanddelene. Konvensjonelle additiver kan tilsettes til blanderen og omrøres for å blande bestanddelene under dannelse av et homogent fluid før tilsetning av midlet ifølge oppfinnelsen. Karakteristisk er minst en bestanddel valgt blant gruppen etoksylert alkohol, sulfonert lineær alkohol og eter tilstede i tillegg til den etoksylerte nonylfenolblanding og det vandige fluid. Aller helst er alle fem bestanddeler tilstede i midlet for den mest effektive ydelse. I dette tilfelle er bestanddelene tilstede innen følgende område:
Eventuelt kan et tyngdegivende middel iblandes midlet. Når midlet skal benyttes som skillemiddel mellom sementoppslemminger og boreslam er det foretrukket men Ikke vesent-
lig at midlet har en densitet minst lik eller større enn densiteten til boreslam og mindre enn eller lik densiteten til sementoppslemmingen. Tyngdegivende midler som kan benyttes er partikkelformige, i det vesentlige vann- og flytende hydrokarbonuoppløselige faststoffer inkludert for eksempel sand, barytt, hematitt eller andre jernoksyder, flyveaske, andre finoppmalte faststoffer og lignende. Når midlet skal benyttes som skillevæske foran en sementoppslemming er det tyngdegivende middel fortrinnsvis barytt. Midlet' benyttes i en mengde tilstrekkelig til å tilveiebringe enhver ønsket densitet for midlet.
Eventuelt kan et viskositetsregulerende middel iblandes midlet ifølge oppfinnelsen for å lette suspensjon av tilstedeværende faststoffer som er bragt i kontakt med og iblandet midlet. Det viskositetsregulerende middel kan for eksempel omfatte i det vesentlige et hvilket som helst av de vanligvis benyttede stoffer slik som polysakkarider, f.eks. guar og guarderivater, cellulosederivater, xantan, leirer slik som bentonitt, sepiolitt, attapulgitt og lignende.
Ved fjerning av slammet fra borehullet blir karakteristisk det flytende middel ifølge oppfinnelsen pumpet ned borehullet og opp gjennom ringrummet mellom foringen og formasjonen for å fjerne i det minste en del av bore slammet derfra. Den flytende blanding ifølge oppfinnlsen kan fortrenges ned foringen og opp ringrommet ved bruk av en annen væske men fortrinnsvis blir den umiddelbart fulgt av den vandige sementoppslemming som skal benyttes for å sementere foringen. Sementoppslemmingen kan så følges opp av et ytterligere volum av den flytende blanding.
Tilstrekkelig skillemiddel benyttes for å separere boreslammet fra sementoppslemmingen. Når skillemidlet sirkuleres gjennom brønnboringen vil det blandes med oljebasert slam og sementoppslemmingen vil blande seg med skillemidlet. Før boreslammet helt fjernes fra det areal som skal sementeres kan det være en blanding av boreslam, skillemiddel og sementoppslemming. Imidlertid vil blandingen ifølge oppfinnelsen ikke herde, gelatinere eller på annen måte bli immobil på grunn av en sammenblanding av de tre komponenter.
Midlet Ifølge oppfinnelsen er kompatibelt med faststoff-holdige hydrokarbonbaserte væsker slik som boreslam og lignende, sementoppslemminger, flytende hydrokarboner, saltoppløsninger og lignende. Blandingen er stabil ved forhøyede temperaturer slik som for eksempel ved temperaturer innen området opptil ca. 450°C. Densiteten for midlet kan lett endres og suspensjonsegenskapene for midlet er udmerkede selv ved høye temperaturer.
For ytterligere å illustrere oppfinnelsen
henvises det til de følgende eksempler.
Eksempel I
Grenseflateforenelighet mellom væsker er forutsigelig. Denne forenelighet antydes av nærværet eller fraværet av en markert økning i væskeviskositeten efter kontakt mellom to væsker og væskeblandingenes stabilitet. En signifikant viskositetsøknlng antyder at væskene er uforenelige. På samme måte antyder en Ikke-homogen væskeblanding at væskene er uforenelige.
For å vise foreneligheten av midlet ifølge oppfinnelsen med oljebaserte boreslam ble følgende prøver gjennomført. En mengde av midlet ifølge oppfinnelsen sammen med konvensjonelle additiver som definert nedenfor blandes med en prøve av et boreslam. Midlet virker som en forurensning i boreslammet. Andelene av midlet i de respektive prøver av boreslammet er angitt i følgende tabeller. Prøven blandes for hånd inntil den har en enhetlig konsistens. De reolog-lske egenskaper av væsken kan så bestemmes på et modell 35 Fann viskosimeter ved bruk av et standard lodd og en fjær nr. 1.
De foregående data ledsaget av visuelle observasjoner viser at det vannbaserte skillemiddel ifølge oppfinnelsen er istand til å danne en forenelig blanding med et borefluid som både er pumpbart og forblir homogent.
Eksempel II
Man gjentar fremgangsmåten som angitt i eksempel 1 og benytter en sementoppslemming istedet for boreslammet for å bedømme væskeforenelighet. De foregående data ledsaget av visuelle observasjoner viser at det vannbaserte skillemiddel ifølge oppfinnelsen er istand til å danne en forenelig blanding med en sementoppslemming som både er pumpbar og forblir homogen.
Eksempel III
I dette eksempel ble det gjennomført et feltarbeide ved bruk av skillemidlet ifølge oppfinnelsen. En 686 m foring ble satt til en totaldybde på 3383 m. Et 1,96 g/cm<3> invert emulsjonsslam ble benyttet for boringen. Foringen var 12,7 cm i diameter og ble satt i et 16,5 cm åpent hull. Sementoppslemmingen var klasse H sement inneholdende 35 vekt-* grovsand, 0,75* av en blanding av naftalensulfonsyre kondensert med formaldehyd og polyvinylpyrrolidin, 0,6* forsinker, 0,25* antiskummingsmiddel og 17,0 1 vann pr. sekk sement. Sementen hadde en densitet på 2,06 g/cm<3> og et volum på 3 6,2 l/sekk sement. En mengde av skillemidlet ifølge oppfinnelsen i en mengde til å dekke 300 løpende meter i ringrommet ble benyttet foran sementen. Midlet var tilsvarende det i de foregående eksempler og ble fremstilt i en blander som beskrevet ovenfor. Skillemidlet hadde en densitet på 2,04 g/cm<3> og omfattet pr. fat (ca. 160 1) 72,6 kg barytt, 1,13 kg naf talensulfonsyre kondensert med formaldehyd, 4,53 kg diatomejord, 1,59 kg leire, 4,1 kg sand, 95,4 1 vann, 3,8 1 C^2-16 alkyletoksylatsulfat med gjennomsnittlig 3 mol E.O., 0,38 1 etylenglykolmonobutyleter, 0,38 1 Cfc etoksylert alkohol med gjennomsnittlig 2 mol E.O. samt 3,22 1 nonylfenolblanding. Skillemidlet ble innført ned foringen og ført opp gjennom ringrummet mellom foringen og borehullet. Sementoppslemmingen ble innført umiddelbart etter skillemidlet. Det oppstod ingen problemer under blanding, pumping og fortrengning av skillemidlet eller sementoppslemmingen som antydet av en trykkregistrering gjennomført under arbeidet som ikke viste noen uønsket geldannelse under fortrengningsprosedyren.
Claims (7)
1.
Væskeformig skillemiddel for bruk ved sedimentering av et område av et borehull som trenger gjennom en underjordisk formasjon og hvor det foreligger et førlngsrør, idet borehullet i det område som skal sementeres inneholder et oljebasert boreslam hvilket middel eventuelt inneholder et tyngdegivende middel og et viskositetsregulerende middel, karakterisert ved at det omfatter: en vandig væske; en nonylfenolblanding etoksylert med fra 1 til 14 mol etylenoksyd, tilstede i en mengde fra 1 til 10 volum-* av midlet; minst en forbindelse valgt blandt sulfonerte, lineære rettkjedede alkoholer etoksylert med fra 2 til 20 mol etylenoksyd, tilstede i en mengde på opptil 5 volum-* av midlet; en alifatisk glykoleter inneholdende fra 3 til 12 karbonatomer, tilstede i en mengde av opptil 5 volum-* av midlet og en alkohol Inneholdende fra 3 til 8 karbonatomer, etoksylert med fra 2 til 4 mol etylenoksyd, tilstede i en mengde på opptil 5 volum-* av midlet.
2.
Middel Ifølge krav 1, karakterisert ved at nonylfenolblandingen omfatter fra 50 til 80 volum-* nonylfenoler etoksylert med fra 1 til 6 mol etylenoksyd og fra 20 til 50 volum-* nonylfenoler etoksylert med fra 7 til 14 mol etylenoksyd.
3.
Middel ifølge krav 1, karakterisert ved at nonylf enolblandingen er tilstede i en mengde av 1 til 7,5 volum-* av midlet og at nevnte sulfonerte, lineære, rettkjedede alkohol, alifatiske glykoleter og C3_g-alkohol hver er tilstede i en mengde på 0 til 2,5 volum-* av midlet.
4.
Middel ifølge krav 1, karakterisert ved at det tyngdegivende middel er tilstede i en mengde tilstrekkelig til å gi en densitet til skillemidlet som er minst lik eller større enn densiteten til det oljebaserte middel.
5.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det tyngdegivende middel omfatter minst en valgt blant gruppen sand, barytt, jernoksyder og flyveaske.
6.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det viskositetsregulerende middel omfatter minst ett valgt blant guar, guarderivater, cellulosederivater, xantan og leire.
7.
Anvendelse av skillemidlet ifølge kravene 1 til 6 for sementering av et område av et borehull som trenger gjennom en underjordisk formasjon hvori det er anbragt et foringsrør, idet borehullet i området som skal sementeres inneholder et oljebasert boreslam.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/705,425 US4588032A (en) | 1984-08-09 | 1984-08-09 | Fluid spacer composition for use in well cementing |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO853141L NO853141L (no) | 1986-02-10 |
| NO163298B true NO163298B (no) | 1990-01-22 |
| NO163298C NO163298C (no) | 1990-05-02 |
Family
ID=24833396
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO853141A NO163298C (no) | 1984-08-09 | 1985-08-08 | Vaeskeformig skillemiddel og anvendelse derav. |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4588032A (no) |
| EP (1) | EP0171999B1 (no) |
| AT (1) | ATE49454T1 (no) |
| AU (1) | AU578722B2 (no) |
| CA (1) | CA1228721A (no) |
| DE (1) | DE3575328D1 (no) |
| MY (1) | MY102467A (no) |
| NO (1) | NO163298C (no) |
Families Citing this family (46)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5807810A (en) * | 1989-08-24 | 1998-09-15 | Albright & Wilson Limited | Functional fluids and liquid cleaning compositions and suspending media |
| GB8926885D0 (en) * | 1989-11-28 | 1990-01-17 | Albright & Wilson | Drilling fluids |
| US5964692A (en) * | 1989-08-24 | 1999-10-12 | Albright & Wilson Limited | Functional fluids and liquid cleaning compositions and suspending media |
| US5030366A (en) * | 1989-11-27 | 1991-07-09 | Atlantic Richfield Company | Spacer fluids |
| US5113943A (en) * | 1989-11-27 | 1992-05-19 | Atlantic Richfield Company | Spacer fluids |
| US5105885A (en) * | 1990-11-20 | 1992-04-21 | Bj Services Company | Well cementing method using a dispersant and fluid loss intensifier |
| US5634984A (en) * | 1993-12-22 | 1997-06-03 | Union Oil Company Of California | Method for cleaning an oil-coated substrate |
| US5890840A (en) * | 1995-12-08 | 1999-04-06 | Carter, Jr.; Ernest E. | In situ construction of containment vault under a radioactive or hazardous waste site |
| US5866517A (en) * | 1996-06-19 | 1999-02-02 | Atlantic Richfield Company | Method and spacer fluid composition for displacing drilling fluid from a wellbore |
| US5789352A (en) * | 1996-06-19 | 1998-08-04 | Halliburton Company | Well completion spacer fluids and methods |
| US6063737A (en) * | 1997-06-12 | 2000-05-16 | Shell Oil Company | Aqueous displacement fluid compositions for use in wellbores |
| US5989336A (en) * | 1997-07-08 | 1999-11-23 | Atlantic Richfield Company | Cement composition |
| US5904208A (en) * | 1998-01-21 | 1999-05-18 | Deep South Chemical | Method of cleaning a well bore prior to cementing |
| US6196320B1 (en) | 1998-01-21 | 2001-03-06 | Warren J. Ray | Method of cleaning a well bore prior to installing a water based fluid system |
| US5996692A (en) | 1998-02-13 | 1999-12-07 | Atlantic Richfield Company | Surfactant composition and method for cleaning wellbore and oil field surfaces using the surfactant composition |
| US6283213B1 (en) | 1999-08-12 | 2001-09-04 | Atlantic Richfield Company | Tandem spacer fluid system and method for positioning a cement slurry in a wellbore annulus |
| GB2390861B (en) * | 2002-07-18 | 2005-02-02 | Schlumberger Holdings | Methods of cementing wells |
| US6554069B1 (en) * | 2002-08-15 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing water-based drilling fluids and compositions |
| US7007754B2 (en) * | 2003-05-30 | 2006-03-07 | Bj Services Company | Method of cementing an area of a borehole with aqueous cement spacer system |
| US7429620B2 (en) * | 2004-08-10 | 2008-09-30 | Inteveo, S.A. | Surfactant package for well treatment and method using same |
| US7293609B2 (en) * | 2004-10-20 | 2007-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising vitrified shale and methods of using such fluids in subterranean formations |
| US9512345B2 (en) | 2004-10-20 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spacer fluids comprising pumicite and methods of using such fluids in subterranean formations |
| US20100044057A1 (en) * | 2004-10-20 | 2010-02-25 | Dealy Sears T | Treatment Fluids Comprising Pumicite and Methods of Using Such Fluids in Subterranean Formations |
| US7264053B2 (en) | 2005-03-24 | 2007-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using wellbore servicing fluids comprising resilient material |
| US20060217270A1 (en) * | 2005-03-24 | 2006-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids comprising resilient material |
| US7905287B2 (en) * | 2005-04-19 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation |
| US7943555B2 (en) * | 2005-04-19 | 2011-05-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Wellbore treatment kits for forming a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation |
| US7318477B2 (en) * | 2005-05-10 | 2008-01-15 | Akzo Nobel N.V. | Method and composition for cleaning a well bore prior to cementing |
| JP2007018198A (ja) * | 2005-07-06 | 2007-01-25 | Sony Corp | リンク情報付きインデックス情報生成装置、タグ情報付き画像データ生成装置、リンク情報付きインデックス情報生成方法、タグ情報付き画像データ生成方法及びプログラム |
| US8455404B2 (en) | 2005-07-15 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations |
| US7833945B2 (en) * | 2005-07-15 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations |
| US7927948B2 (en) * | 2005-07-20 | 2011-04-19 | Micron Technology, Inc. | Devices with nanocrystals and methods of formation |
| US7549474B2 (en) * | 2006-05-11 | 2009-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor |
| US7278487B1 (en) | 2006-06-19 | 2007-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using chemical wash compositions for removing drilling fluids |
| US7662752B2 (en) * | 2006-06-19 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Chemical wash compositions for removing drilling fluids |
| US7717180B2 (en) * | 2006-06-29 | 2010-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable elastomers and associated methods |
| US7575055B2 (en) * | 2006-07-05 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Storable nonaqueous cement slurries and methods of using same |
| US20090176667A1 (en) * | 2008-01-03 | 2009-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable particulates and methods of their use in subterranean formations |
| US8499837B2 (en) * | 2009-03-30 | 2013-08-06 | Chevron U.S.A. Inc. | Nanoparticle-densified Newtonian fluids for use as cementation spacer fluids and completion spacer fluids in oil and gas wells |
| US8807216B2 (en) | 2009-06-15 | 2014-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising particulate foamed elastomers and associated methods |
| US8950492B2 (en) * | 2011-07-20 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert emulsion fluid containing a hygroscopic liquid, a polymeric suspending agent, and low-density solids |
| US9376608B2 (en) * | 2011-07-20 | 2016-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert emulsion drilling fluid containing a hygroscopic liquid and a polymeric suspending agent |
| CN103642475B (zh) * | 2013-12-02 | 2016-05-04 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 固井用洗油冲洗剂及其制备方法 |
| US10266745B2 (en) | 2017-02-03 | 2019-04-23 | Saudi Arabian Oil Company | Anti-bit balling drilling fluids, and methods of making and use thereof |
| CN109135697B (zh) * | 2018-09-18 | 2020-10-16 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 抗高温超高密度驱油隔离液及其制备方法 |
| CA3031493A1 (en) * | 2019-01-21 | 2020-07-21 | Jared Taylor | Dry blend pre-flush and spacer package and method for mixing a pre-flush and spacer for on-the-fly use in a subterranean well |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2851105A (en) * | 1956-10-31 | 1958-09-09 | Pan American Petroleum Corp | Method for removing water from oil sands |
| US3467193A (en) * | 1966-04-04 | 1969-09-16 | Mobil Oil Corp | Method for achieving turbulence in cementing wells |
| US3411580A (en) * | 1966-09-28 | 1968-11-19 | Byron Jackson Inc | Mud removal method |
| US3455386A (en) * | 1967-07-13 | 1969-07-15 | Shell Oil Co | Secondary recovery method using non-ionic surfactant mixtures |
| US3849316A (en) * | 1971-08-16 | 1974-11-19 | Dow Chemical Co | Spacer composition |
| FR2396791A1 (fr) * | 1977-07-08 | 1979-02-02 | Elf Aquitaine | Microemulsions utilisables comme " spacers " de cimentation |
| US4124075A (en) * | 1977-12-19 | 1978-11-07 | Mobil Oil Corporation | Use of oil-wetting spacers in cementing against evaporites |
| US4190110A (en) * | 1978-05-19 | 1980-02-26 | The Western Company Of North America | Method of cementing wellbores using high temperature cement mud spacer |
| US4304300A (en) * | 1979-08-09 | 1981-12-08 | Halliburton Company | Method of using gelled aqueous well treating fluids |
-
1984
- 1984-08-09 US US06/705,425 patent/US4588032A/en not_active Expired - Lifetime
-
1985
- 1985-08-06 AU AU45824/85A patent/AU578722B2/en not_active Ceased
- 1985-08-08 NO NO853141A patent/NO163298C/no not_active IP Right Cessation
- 1985-08-08 EP EP85305632A patent/EP0171999B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1985-08-08 AT AT85305632T patent/ATE49454T1/de not_active IP Right Cessation
- 1985-08-08 DE DE8585305632T patent/DE3575328D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1985-08-09 CA CA000488393A patent/CA1228721A/en not_active Expired
-
1987
- 1987-09-23 MY MYPI87001888A patent/MY102467A/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU4582485A (en) | 1986-02-13 |
| CA1228721A (en) | 1987-11-03 |
| US4588032A (en) | 1986-05-13 |
| DE3575328D1 (de) | 1990-02-15 |
| EP0171999A3 (en) | 1986-05-21 |
| EP0171999B1 (en) | 1990-01-10 |
| EP0171999A2 (en) | 1986-02-19 |
| NO163298C (no) | 1990-05-02 |
| AU578722B2 (en) | 1988-11-03 |
| NO853141L (no) | 1986-02-10 |
| ATE49454T1 (de) | 1990-01-15 |
| MY102467A (en) | 1992-06-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO163298B (no) | Vaeskeformig skillemiddel og anvendelse derav. | |
| US4646834A (en) | Aqueous treatment fluid and method of use | |
| US5789352A (en) | Well completion spacer fluids and methods | |
| US5585333A (en) | Hydrocarbon base cementitious drilling fluids and methods | |
| US6283213B1 (en) | Tandem spacer fluid system and method for positioning a cement slurry in a wellbore annulus | |
| CA1296514C (en) | Drilling and completion fluid | |
| US5305831A (en) | Blast furnace slag transition fluid | |
| US11312893B2 (en) | Use of solid surfactant composites in well cementing | |
| JP2512470B2 (ja) | スペ―サ―流体調製用スラリ― | |
| US3849316A (en) | Spacer composition | |
| NO963722L (no) | Skumbar borefluid og fremgangsmåter ved anvendelse i boreoperasjoner | |
| EP0906489A1 (en) | Method and spacer fluid composition for displacing drilling fluid from a wellbore | |
| JPH04505026A (ja) | ユーインタアイト含有水濡れ性穿孔用泥漿添加物 | |
| US3688845A (en) | Well cementing method employing an oil base preflush | |
| WO2000057023A1 (en) | Method of cleaning a well bore prior to installing a water based fluid system | |
| US3820602A (en) | Use of a spacer composition in well cementing | |
| US4207194A (en) | Chemical wash with fluid loss control | |
| US3123559A (en) | Hccjhio | |
| US2953525A (en) | Oil base drilling fluid | |
| EP0079997B1 (en) | Aqueous treatment fluid and method for its use in the drilling of wells | |
| EP3405546A1 (en) | Spacer fluid having sized particulates and methods of using the same | |
| US5712228A (en) | Silicone based fluids for drilling applications | |
| US11149182B2 (en) | Spacer fluids with stability at high temperatures | |
| CA1185777A (en) | Aqueous treatment fluid and method of use | |
| NO157660B (no) | Vandig behandlingsvÿske for anvendelse ved komplettering og boring av borehull, og anvendelse av vÿsken ved innspr ting av en sementoppslemming i borehull. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |