NO164718B - Bore- og pakke-vaeske. - Google Patents

Bore- og pakke-vaeske. Download PDF

Info

Publication number
NO164718B
NO164718B NO853056A NO853056A NO164718B NO 164718 B NO164718 B NO 164718B NO 853056 A NO853056 A NO 853056A NO 853056 A NO853056 A NO 853056A NO 164718 B NO164718 B NO 164718B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
weight
acid
polymer
liquid according
molecular weight
Prior art date
Application number
NO853056A
Other languages
English (en)
Other versions
NO853056L (no
NO164718C (no
Inventor
David Farrar
Brian Dymond
Original Assignee
Allied Colloids Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=10564888&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=NO164718(B) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Allied Colloids Ltd filed Critical Allied Colloids Ltd
Publication of NO853056L publication Critical patent/NO853056L/no
Publication of NO164718B publication Critical patent/NO164718B/no
Publication of NO164718C publication Critical patent/NO164718C/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14Clay-containing compositions
    • C09K8/18Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22Synthetic organic compounds
    • C09K8/24Polymers
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/92Biocidal
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/926Packer fluid

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Drilling And Boring (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)

Description

Oppfinnelsen vedrører en vandig bore- og pakkevæske som inneholder leire og en vannløselig polymer.
Vandige bore- og pakke-væsker består av en vandig fase
i hvilken uorganisk partikkelformig materiale er dispergert eller kan dispergeres og som vanligvis inneholder oppløste organiske additiver. Det uorganiske partikkelformige materiale omfatter ofte en kolloidal leire som f.eks. bentonitt og, under bruk, borekutt. De organiske additivene velges med henblikk på de ønskede egenskapene hos bore- eller pakke-væsken. Det er generelt tre klasser av organiske additiver. En klasse av additiver er fortynnings-, gelforhindrings- eller disperge-rings-midler, og disse tjener til å redusere viskositeten eller hindre uønskede økninger i viskositeten, som f.eks. slike som forårsakes av en økning av suspenderte faststoffer, koagulering ved inntrengning av uorganiske salter som f.eks. natriumklorid eller -hydroksyd eller flerverdige metallioner, temperaturvirk-ninger på pre-hydratisert bentonitt og varmenedbrytning av andre organiske additiver i væsken.
En annen klasse additiver er de som er kjent som væsketapsadditiver eller filtreringsreguleringsvæsker. Disse skal fremme dannelsen av en filterkake nede i borehullet eller inn-virke på dets permeabilitet. De materialer som anvendes som væsketapsadditiver er forskjellige fra dem som anvendes som fortynningsmidler, og forskjellige materialer kreves for å oppnå de forskjellige egenskapene. En tredje klasse er viskositets-økende midler.
Væsketapsadditiver er vanligvis vannløselige polymerer
med relativt høy molekylvekt som kan tverrbindes for å øke deres effektivitet. Løsninger av polymeren vil ha høy viskositet. I US-patent 4 293 427 er det foreslått å anvende eventuelt tverr-bundne kopolymerer av akrylamid og akrylamidoalkylsulfon-syre for dette formål. I US-patent 4 309 523 er det foreslått å anvende kopolymerer av 2-akrylamido-2-metylpropan-sulfonsyre (AMPS) og et N-vinyl-N-metylacetamid og eventuelt akrylamid.
I PCT patentpublikasjon WO83/02449 er kopolymerer av AMPS og vinylimidazol og et tverrbindingsmiddel beskrevet som væsketapsadditiver. Den relativt høye molekylvekten til slike polymerer er indikert ved de viskositeter som er nevnt i US-patent 4 293 427 og av de relativt høye K-verdiene i US-patent 4 309 523 og PCT WO83/02449.
I US-patent 4 502 964 er væsketapsadditiver beskrevet
som er kopolymerer av minst 51 molprosent AMPS sammen med dimetylakrylamid og akrylnitril. De er angitt å ha molekylvekter opp til 1 000 000, fortrinnsvis opp til 500 000, og eksemplet viser en løsning med en Brookfield-viskositet på 96 000 cP. Det er konstatert at molekylvekten kan være så lav som 10 000, men dette må være en typografisk feil, da det er usannsynlig at molekylvekter så lave som dette kan gi væsketapsegenskaper selv når polymeren inneholder signifikante mengder akrylnitril. Det samme er beskrevet i US-patent 4 502 965 bortsett fra at den eksemplifiserte Brookfield-viskositeten er 2 940 cP og at dimetylakrylamid er erstattet med vinylpyrrolidon.
Mens løsninger av væsketapsadditiver må ha en relativt
høy viskositet og/eller fremme dannelse av en filterkake av slammet, må fortynningsmidler generere meget lav viskositet. Fortynningsmidler for bore- og pakke-væsker må derfor være dispergeringsmidler for leiren og andre partikler i slammet. Syntetiske polymerer som vil opptre som dispergeringsmidler
er vel kjente. For eksempel har natriumpolyakrylater med lav molekylvekt vært meget brukt, typisk med molekylvekter opptil 10 000 eller mer. I US-patent 3 898 037 foreslås kopolymerer av AMPS og akrylsyre eller andre monomerer, og de er angitt å ha molekylvektsområder som fortrinnsvis er fra 10 000 til 100 000, selv om de kan være høyere eller lavere. Polydispersitet er vektmidlere molekylvekt dividert med tallmidlere molekylvekt og er en indikasjon på spredningen av molekylvektene i en polymer, idet en polydispersitet på 1 er det teoretiske optimum der alle polymerkjedene har samme molekylvekt. Det er tydelig at polydispersitetsverdiene til polymerene i US-patent 3 898 037 uunngåelig vil være meget høye, sannsynligvis over 3. De fleste av de eksemplifiserte polymerene inneholder 70 vektprosent AMPS, men noen har bare 30%.
Selv om fortynningsmidler for bore- og pakke-væsker må være dispergeringsmidler, må de også oppfylle forskjellige andre krav til ytelser for at de skal være egnet som fortynningsmidler i borehull og det forekommer en rekke publikasjoner i litteraturen som angir egnede fortynningssystemer. I US-patent 2 911 365 og 4 476 029 anvendes forskjellige polyakryla-ter, og i US-patent 2 913 437 anvendes kopolymerer av olefiner og maleinsyreanhydrid. Generelt er molekylvekten til fortynningsmidlene lavere enn de verdier som er foretrukket for dis-
pergeringsmidlene i US-patent 3 898 037.
I US-patent 3 730 900 er det foreslått å anvende styren-sulfonsyre-maleinsyreanhydrid-kopolymerer med molekylvekter mellom 1000 og 5000. Slike produkter er brukt i stor grad under varemerket "Miltemp". I US-patent 3 764 530 og GB-patent 2 120 708 er det foreslått å anvende forskjellige akrylsyrepoly-merer. I GB-patent 2 090 888 er det foreslått å anvende en kopolymer av akrylsyre og hydroksypropylakrylat.
I US-patent'4 048 077 er det foreslått å tilsette kopolymerer med relativt høy molekylvekt (som indikert av K-verdien), f.eks. vinylsulfonsyre, akrylamid og N-vinyl-N-metylacetamid til borevæsker for et uspesifisert formål. Disse additivenes effektivitet ble bestemt ved å måle vanntapet, og de er således antagelig tenkt å anvendes som væsketapsadditiver. Det ble konstatert at nærværet av sulfo-, amid-, nitril- og estergrup-pene øker polymerens stabilitet overfor kalsiumioner, men dannelsen av karboksylgrupper øker polymerens følsomhet overfor kalsiumioner.
Polyakrylsyre med lav molekylvekt og kopolymerer av sty-rensulfonsyre og maleinsyreanhydrid med lav molekylvekt er svært tilfredsstillende som fortynningsmidler i mange bore-
og pakke-væsker. De bibeholder imidlertid ikke alltid den dispergeringskvalitet som kreves i dype brønner og spesielt oppstår det problemer når væsken har et høyt innhold av oppløst kalsium, f.eks. når borevæsken er et gips- eller kalk-slam eller et slam som er forurenset med sement eller anhydritt.
Den vandige bore- og pakkevæske i henhold til oppfinnelsen er karakterisert ved at den inneholder minst 25 g/l av kolloidal leire og, som for-tynningsmiddel, 0,5-30 g/l av en vannløselig polymer som har en molekylvekt i området 1000-8000 og en viskositet på under 300 cP (Brookfield viskosimeter, Model RVT, spindel nr. 1, hastighet 20 opm., 15 vekt% aktiv polymerløsning ved 20°C) og en poly-dispersitet under 2,0 og er fremstilt fra (a) 10-60 vekt% av en etylenisk.umettet forbindelse med en sulfonatgruppe substituert på et alifatisk karbonatom, (b) 40-90 vekt% av et etylenisk umettet karboksylat og (c) 0-20 vekt% av en ikke-skadelig, inert, etylenisk umettet monomer, hvor sulfonat- og karboksylatgruppene velges blant frie syregrupper og vannløselige salter derav, samt eventuelt 0,25 g/l oppløst kalsium.
Sulfonat- og karboksylat-gruppene kan f.eks. foreligge som
ammonium- eller natrium- eller andre alkalimetallsalter.
Det fortynningsmiddel som anvendes i oppfinnelsen må som nevnt ha en Brookfield-viskositet på under 300 cP når den måles som definert ovenfor. Fortrinnsvis har polymeren en Brookfield-viskositet under 100 og mest foretrukket under 50 cP. De beste resultatene oppnås generelt ved 1 - 2 0 cP. Dersom Brookfield-viskositeten er signifikant over disse verdiene, vil polymeren ikke opptre som et fortynningsmiddel, men kan i stedet ha en tendens til å tjene som et væsketapsadditiv.
Den lave viskositetsverdien oppnås, i det minste delvis, fra polymerens molekylvekt. Dersom molekylvekten er for høy, viL vikositeten være for høy, og polymeren vil ikke tjene som et fortynningsmiddel;... Molekylvekten må som nevnt ligge i området 10001 — 8000 , mest. foretrukket 1000 - 6000. De beste resultatene oppnås generelt: ved molekylvekter; i. området. 2 000 - 4:500.
Det er avgjørende-, at. polymerens:- poHydi<i>sper.s;itet er under 2,0, og derfor er- fcoTEweBS>j;onenille po-I.ymear.er- irredi høy/ po>Iy-dispersitet, som f.eltø.. dte- som er foreslått som dispergearibtigs-midler i US-patent 3 898 037 og som fortynningsmidler i US-patent 3 730 900 (som typisk har polydispersiteter på 2,5, 3 eller mer) mindre tilfredsstillende. Polydispersiteten må altså være under 2,0 og er fortrinnsvis under 1,8. Den kan være så lav som 1,05, men det er generelt tilfredsstillende å anvende polymerer med polydispersiteter på typisk 1,35 - 1,6. Særlig gode resultater oppnås når polydispersiteten er under 1,5.
Sulfonatgruppen i monomer (a) må være substituert på et alifatisk karbonatom, idet substitusjon på et aromatisk karbonatom, f.eks. som i styrensulfonat, viser seg å være utilfredsstillende. Monomeren er generelt alifatisk og kan velges fra allylsulfonat, sulfonert alkylvinylester og, fortrinnsvis, beta-akrylamidoalkansulfonater som f.eks. AMPS og APPS (hvor métyllgruppen i AMPS er erstattet med fenyl). De foretrukne monomerene er AMPS og allylsulfonsyre (begge vanligvis som natriumsaltet).
Den etylenisk umettede karboksylsyren (b) kan eksempelvis være maleinsyre, itakonsyre, metakrylsyre eller fortrinnsvis akrylsyre.
Monomeren (c) kan være en hvilken som helst monomer som vil kopolymeriseres med monomerene (a) og (b) og hvis nærvær ikke er skadelig for kopolymeren. Eksempler er akrylamid, metakrylamid og metylakrylat.
Alle monomerene som anvendes for fremstilling av polymerene er fortirinnsivs vannløselige.
Det foretrekkes generelt at komonomer (c) er fraværende, men, om den er til stede, er mengden fortrinnsvis under 10%, og mest foretrukket under 5 vektprosent. Nærværet av større mengder av f.eks. akrylnitril eller andre kopolymerer som eksempelvis foreslått i væsketapsadditivene i US-patenter 4 502 964 og 4 502 965 er uønsket i foreliggende oppfinnelse siden det svekker polymerens fortynnings- og dispergeringsegenskaper.
De beste resultatene oppnås generelt i området 10 - 50 vektprosent (a) og 50 - 90 vektprosent (b). Generelt er mengden av (a) under 45%. Dersom formålet er kostnadseffektivitet er de foretrukne forhold opptil 29% (f.eks. 18 - 29%) av (a) og ned til 71% (f.eks. 71 - 82%) av (b), men dersom formålet er maksimal stabilitet overfor nærværet av oppløst kalsium, uavhengig av ekstra polymerkostnader, er de foretrukne forhold 30 - 45% av (a) og 70 - 55% av (b). Generelt er det best at mengden av sulfonatmonomer er under 25 vektprosent, ofte 10 - 22 vektprosent. Eksempelvis oppnås spesielt gode resultater ved bruk av 15 til 25, ofte 18 til 22 vektprosent AMPS eller 7 - 18, ofte 8-15 vektprosent allylsulfonat (begge som natrium-salt) , generelt kopolymerisert med akrylsyre.
De foretrukne kopolymerer er kopolymerer av AMPS eller allylsulfonsyre med akrylsyre innenfor disse områder og med en molekylvekt som er i området 1000 til 8000, fortrinnsvis 1000 til 6000 og en polydispersitet under 1,8, fortrinnsvis i området 1,35-1,6.
De homopolymerer og kopolymerer som anvendes i oppfinnelsen kan lett fremstilles ved hjelp av konvensjonelle fremgangsmåter som er kjent for polymerisering av vannløselige monomerer for å danne vannløselige polymerer med lav molekylvekt og lav polydispersitet, f.eks-, løsningspolymerisasjon under regulerte temperaturbetingelser i et løsningsmiddel bestående av vann og isopropanol. Fremstillingen av vannløselige polymere dispergeringsmidler med lav polydispersitet er beskrevet i US-patent 4 507 422, og slike teknikker som er. beskrevet der, kan anvendes for fremstilling av de polymerer som er foretrukne for anvendelse i foreliggende oppfinnelse.
Den spesifiserte polymeren skal være til stede i en mengde som fortynner effektivt, hvilket er 0,5 til 30 g/l,
mest foretrukket 0,5-3 g/l. Den kan anvendes i kombinasjon med et annet fortynningsmiddel, f.eks. et lignosulfonatfortyn-ningsmiddel, men er fortrinnsvis det eneste fortynningsmidlet i væsken.
Væsken kan omfatte andre bestanddeler som er konvensjonelle i bore- og pakke-væsker. Eksempler er væsketapsadditiver og andre konvensjonelle oppløste organiske additiver. Væsken inneholder generelt uorganiske partikler. Disse kan være,eller inkludere, utborede bergpartikler, som medføres av væsken. Generelt inneholder væsken suspenderte leirepartikler, f.eks. bentonitt eller en annen kolloidal leire, generelt i mengder på fra 2 5 til 150 g/l. Væsken kan inneholde et vektmiddel som f.eks. barytt, typisk i mengder på fra 100 til 1000 g/l.
Oppfinnelsen er av spesiell verdi når væsken inneholder
J
oppløst kalsium, generelt i mengder på minst 0,25 g oppløst kalsium pr. liter væske, typisk 0,5 - 10 g/l. For eksempel kan væsken inneholde 2-30 g/l kalsiumhydroksyd eller -sulfat eller en annen kalsiumforbindelse som kan tilføre oppløst kalsium .
Det følgende er eksempler ifølge oppfinnelsen.
EKSEMPEL 1
Et gipsslam laget av ferskvann som var tilsatt et vektøkende middel, ble fremstilt fra 70 g/l forhånds-hydratisert Wyoming-bentonitt, 630 g/l barytt og 11,5 g/l gips. Varierende mengder av forskjellige fortynningsmidler ble tilsatt. Fortynningsmiddel A var natriumpolyakrylat med molekylvekt i området 2 000 til 3 000. Fortynner B er en kopolymer av 20 vektprosent AMPS-natriumsalt og 80 vektprosent natriumakrylat med polydispersitet 1,5 og molekylvekt ca. 3 800. Fortynningsmiddel C er en kopolymer av 40 vektprosent AMPS-natriumsalt og 60 vektprosent natriumakrylat, med polydispersitet på 1,46 og molekylvekt på ca. 3 250. Fortynningsmiddel D er ferro-krom-lignosulfonat. Fortynningsmidlene B og C har Brookfield-viskositet (målt som angitt ovenfor) på under 20 cP.
Reduksjon i skjærfortynningsreologi er eksemplifisert ved flytegrense (YP)-verdier oppnådd fra viskositetsmålinger ved bruk av et Fann Model 35SA-viskometer. I den følgende tabellen er YP-verdiene og 10 sekunders gel-verdiene begge angitt i Pa, og doseringen er angitt i g/l.
De lavere flytegrensene og gelstyrkene som kan oppnås med polymerene B og C som anvendes ifølge oppfinnelsen, i ekvivalente doseringer viser fordelene med disse polymerene sammenlignet med de kommersielt anvendte materialene A og D.
En lignende fordel kan også oppnås når pH i væsken juste-res til pH 11, idet dette er en vanlig slambetingelse og er typisk for slam inneholdende lignosulfonater. De tilsvarende verdiene er angitt i tabell 2 nedenfor.
EKSEMPEL 2
Slam som var sammensatt som i eksempel 1, ble underkastet aldring i 16 timer ved 232°C, avkjølt til romtemperatur og deres fysiske tilstand undersøkt når det gjelder deres relative fluiditetsgrad. Slammene ble så blandet igjen med en Hamilton Beach-blander i 5 minutter og deres reologi målt ved hjelp
av et Fann-viskometer Model 35SA. For ytterligere å fastslå virkningen av den temperatursyklus som et slam ville underkastes nede i et borehull, ble viskositeten til hver slamprøve målt ved 204°C under bruk av et Fann Viskometer Model 50.
De resultater som er vist i tabell 3 ble observert. I disse er doseringen angitt i gram pr. liter, PV-, YP- og 10 sekunders- og 10 minutters gel-verdiene er oppført på basis av data fra Fann 35, idet PV uttrykkes i cP og YP- og gel-verdiene uttrykkes i Pa og de andre viskositetsverdiene er alle angitt i cP. IV er den opprinnelige viskositeten i cP. FT er floe-temperaturen i °C ved hvilken viskositeten når et minimum ved oppvarmning. T4 0 er temperaturen i 'C ved hvilken viskositeten når 40 cP ved oppvarmning. Topp er toppviskositeten i cP og den oppnås vanligvis før maksimumstemperaturen. MCV er minimumsviskositeten i cP ved avkjøling. V65 er viskositeten ved 65°C, idet dette er slamhulltemperaturen. Slam har en tendens til å gelere etter avkjøling, slik det vises ved en jevn stigning i viskositeten og sammenligning av V65 med V32, viskositeten ved 32'C i cP, er en indikasjon på dette.
Resultatene viser at B, inkludert AMPS, er bedre enn akrylatet A, men at økning av mengden av AMPS, som i C, for-bedrer de målte resultatene.
EKSEMPEL 3
Et ferskvannsslam som er tilsatt et vektøkende middel, med en spesifikk vekt på 1,45 g/cm<3> inneholdende 71: g/l Wyoming-bentonitt og barytt ble blandet og aldret i 16 timer for å pre-hydratisere leiren. Til denne blanding ble det tilsatt 17 g/l av et kommersielt tilgjengelig ferrokrom-lignosulfonat og pH ble så justert til 11. Der det kunne anvendes, ble 6,8 g/l aktiv dosering av additiv tilsatt og slammet blandet i 30 minutter i en passende blander. Slammene ble så aldret i 16 timer ved 9 3°C, avkjølt til romtemperatur og så blandet igjen i 5 minutter før pH- og reologi-målingene (Fann 35SA-data). pH ble så igjen justert til 11 og slammene igjen aldret i 16 timer, men ved 232°C. Etter aldring ble slammene testet igjen som beskrevet ovenfor og det ble oppnådd væsketapsmålinger ved lav temperatur ifølge API.
Forskjellige additiver ble testet. Additivene B og C
er overensstemmende med oppfinnelsen, som i eksempel 1. Additivene A og D er kommersielle additiver, som i eksempel 1. Additiv E er en kommersielt tilgjengelig kopolymer av styrensul-fonsyre/maleinsyreanhydrid, passende ifølge US-patent 3 730 900.
Testen er ment å vise effekten av fortynningsmidler når det gjelder å motstå fortykning og gelering pga. varmealdring av boreslam, når slammet inneholder et fortynningsmiddel bestående av ferrokrom-lignosulfonat og additivet tilsettes for å beskytte dette fortynningsmiddel og medvirke til fortynnings-egenskapene. Resultatene fremgår av tabell 4.
Disse resultatene viser klart overlegenheten til produk-tene ifølge oppfinnelsen, B og C, og viser spesielt at styrensul-fonsyre/maleinsyreanhydrid-kopolymeren er meget mindre effektiv enn polymerene som er definert i oppfinnelsen.
EKSEMPEL 4
Forskjellige slam ble fremstilt ved bruk av 25 deler bentonitt, 220 deler barytt, 4 deler kalsiumsulfat, 2 deler kalsiumhydroksyd og 0,5 deler 40%, vandig natriumhydroksyd,
idet alle deler er deler pr. 1,2 hl. Forskjellige mengder av forskjellige fortynningsmidler ble tilsatt. Fortynningsmiddel F var natriumakrylathomopolyraer med molekylvekt på ca.
3500 og polydispersitet på 1,6. Fortynningsmiddel G var 80:20 natriumakrylat/AMPS-kopolymer med molekylvekt på ca. 3500 og polydispersitet på 1,5. Fortynningsmiddel J var 12:88 natriumallylsulfonat: natriumakrylat-kopolymer^med molekylvekt 3310
og polydispersitet på 1,56. Fortynningsmiddel K var 26:74 natriumallylsulfonat:natriumakrylat-kopolymer med molekylvekt 2099 og polydispersitet på, 1,67. Når flytegrensen og gelstyr-ken ble målt som i eksempel 1 for slam som inneholdt fortynningsmidlene G og J, ble det funnet at det ble oppnådd meget like resultater. Når skjærstyrkene ble bestemt ved tilsetnings-mengder på 0,4, 1,2 og 2,0 deler pr. 1,2 hl aktiv polymer ble det funnet at fortynningsmidlene G, J og K konsekvent ga en meget høyere skjærstyrke enn fortynningsmiddel A. For eksempel var skjærstyrkene ved 0,4 deler pr. 1,2 hl for F 420, G 110,
J 42 og K 33, og ved 2 deler pr. 1,2 hl var skjærstyrken for
F 320 og skjærstyrken for G, J og K under 3 (0,05 kg/m<2>). Dette viser at natriumallylsulfonat på samme måte som AMPS, har meget fordelaktige egenskaper når de innblandes i en kopolymer som et fortynningsmiddel.

Claims (7)

1. Vandig bore- og pakkevæske inneholdende leire og en vannløselig polymer, karakterisert ved at den inneholder minst 25 g/l av kolloidal leire og, som for-tynningsmiddel, 0,5-30 g/l av en vannløselig polymer som har en molekylvekt i området 1000-8000 og en viskositet på under 300 cP (Brookfield viskosimeter, Model RVT, spindel nr. 1, hastighet 20 opm., 15 vekt% aktiv polymerløsning ved 20°C) og en poly-dispersitet under 2,0 og er fremstilt fra (a) 10-60 vekt% av en etylenisk umettet forbindelse med en sulfonatgruppe substituert på et alifatisk karbonatom, (b) 40-90 vekt% av et etylenisk umettet karboksylat og (c) 0-20 vekt% av en ikke-skadelig, inert, etylenisk umettet monomer, hvor sulfonat- og karboksylatgruppene velges blant frie syregrupper og vannløselige salter derav, samt eventuelt 0,25 g/l oppløst kalsium.
2. Væske ifølge krav 1, karakterisert ved at polymeren har en molekylvekt fra 1000 til 6000.
3. Væske ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at polymeren har en poly-dispersitet under 1,8, fortrinnsvis under 1,6.
4. Væske ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at polymeren er en kopolymer av en sulfonert monomer valgt fra allylsulfonat, sulfonert alkylvinylester og beta-akrylamidoalkansulfonater og et karboksylat valgt fra akrylat, metakrylat, itakonat og maleat, hvor sulfonat- og karboksylat-gruppene velges fra frie syregrupper og vannløselige salter derav.
5. Væske ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at mengden av sulfonater er 10-25 vekt% og mengden av karboksylatet er 75-90 vekt%.
6. Væske ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at polymeren er en kopolymer fremstilt fra monomerer som i hovedsak består av akrylsyre og en sulfonsyremonomer valgt fra allylsulfonsyre og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, hvor syregruppene er valgt fra frie syregrupper og ammonium- og alkalimetall-salter derav.
7. Væske ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at kopolymeren har en molekylvekt på 1000-6000, en polydispersitet under 1,8 og er en kopolymer som i hovedsak består av 10-45 vekt% av en sulfonsyremonomer valgt fra allylsulfonsyre og 2-akrylamido-2-metyl-propansulfonsyre, og 55-90 vekt% akrylsyre, hvor syregruppen foreligger som natriumsaltet.
NO853056A 1984-08-03 1985-08-02 Bore- og pakke-vaeske. NO164718C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB848419805A GB8419805D0 (en) 1984-08-03 1984-08-03 Aqueous drilling and packer fluids

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO853056L NO853056L (no) 1986-02-04
NO164718B true NO164718B (no) 1990-07-30
NO164718C NO164718C (no) 1990-11-07

Family

ID=10564888

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO853056A NO164718C (no) 1984-08-03 1985-08-02 Bore- og pakke-vaeske.

Country Status (8)

Country Link
US (2) US4675119A (no)
EP (1) EP0170527B2 (no)
AT (1) ATE54156T1 (no)
CA (1) CA1253332A (no)
DE (1) DE3578432D1 (no)
GB (1) GB8419805D0 (no)
MX (1) MX168485B (no)
NO (1) NO164718C (no)

Families Citing this family (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB8419805D0 (en) * 1984-08-03 1984-09-05 Allied Colloids Ltd Aqueous drilling and packer fluids
GB8428985D0 (en) * 1984-11-16 1984-12-27 Allied Colloids Ltd Water soluble polymers
GB8610762D0 (en) * 1986-05-02 1986-06-11 Allied Colloids Ltd Soil sealing compositions
US4770795A (en) * 1987-08-24 1988-09-13 Nalco Chemical Company Calcium tolerant deflocculant for drilling fluids
DE3833045A1 (de) * 1988-09-29 1990-04-05 Henkel Kgaa Bohrspueladditive auf basis eines polymergemiches, deren verwendung sowie verfahren zur herstellung derselben
US5032295A (en) * 1989-04-25 1991-07-16 National Starch And Chemical Investment Holding Corporation Polymers for use in drilling muds
US5049288A (en) * 1989-06-27 1991-09-17 Halliburton Company Set retarded cement compositions and methods for well cementing
US4989673A (en) * 1989-07-14 1991-02-05 Marathon Oil Company Lost circulation fluid for oil field drilling operations
US4957166A (en) * 1989-07-14 1990-09-18 Marath Oil Company Lost circulation treatment for oil field drilling operations
US5380705A (en) * 1990-01-25 1995-01-10 Phillips Petroleum Company Drilling mud comprising tetrapolymer consisting of n-vinyl-2-pyrrolidone, acrylamidopropanesulfonicacid, acrylamide, and acrylic acid
US5135909A (en) * 1990-01-25 1992-08-04 Phillips Petroleum Company Drilling mud comprising tetrapolymer consisting of N-vinyl-2-pyrrolidone, acrylamidopropanesulfonic acid, acrylamide, and acrylic acid
US5292367A (en) * 1990-04-18 1994-03-08 Atlantic Richfield Company Dispersant compositions for subterranean well drilling and completion
DE69120947T2 (de) * 1990-04-26 1996-11-28 Atlantic Richfield Co Dispergiermittel-zusammensetzungen für bohrung und abdichtung untererdischer quellen
US5228915A (en) * 1990-06-11 1993-07-20 Basf Corporation Fluid loss control additives for oil well cementing compositions
US5407909A (en) * 1992-07-15 1995-04-18 Kb Technologies, Ltd. Earth support fluid composition and method for its use
US5399548A (en) * 1992-11-16 1995-03-21 Phillips Petroleum Company Blended drilling fluid thinner
US5484834A (en) * 1993-11-04 1996-01-16 Nalco Canada Inc. Liquid slurry of bentonite
US5495891A (en) * 1994-11-08 1996-03-05 Marathon Oil Company Foamed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling/lost circulation fluid
US5541759A (en) * 1995-05-09 1996-07-30 Microsym Computers, Inc. Single fiber transceiver and network
US5682951A (en) * 1995-12-07 1997-11-04 Marathon Oil Company Foamed gel completion, workover, and kill fluid
US5706895A (en) * 1995-12-07 1998-01-13 Marathon Oil Company Polymer enhanced foam workover, completion, and kill fluids
WO1998034994A1 (en) 1997-02-12 1998-08-13 Kb Technologies, Ltd. Composition and method for a dual-function soil-grouting excavating or boring fluid
US6897186B2 (en) 1997-02-12 2005-05-24 Kg International, Llc Composition and method for dual function soil grouting excavating or boring fluid
GB0014522D0 (en) * 2000-06-15 2000-08-09 Ciba Spec Chem Water Treat Ltd Stabilised calcium hydroxide slurries
US6887832B2 (en) * 2000-12-29 2005-05-03 Halliburton Energy Service,S Inc. Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels
US7456135B2 (en) * 2000-12-29 2008-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling using flat rheology drilling fluids
US7056868B2 (en) * 2001-07-30 2006-06-06 Cabot Corporation Hydrophobe associative polymers and compositions and methods employing them
GB2378716B (en) * 2001-08-08 2004-01-14 Mi Llc Process fluid
US20060111245A1 (en) * 2004-11-23 2006-05-25 Carbajal David L Environmentally friendly water based mud deflocculant/ thinner
US8522898B2 (en) * 2010-09-02 2013-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Method for dispersing aqueous based drilling fluid for drilling subterranean boreholes
US8623790B2 (en) 2010-12-21 2014-01-07 Newpark Drilling Fluids Llc Method of drilling a subterranean well with crosslinked polyacrylic acid

Family Cites Families (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2911365A (en) * 1955-04-04 1959-11-03 Monsanto Chemicals Drilling mud containing a telomer
US2913437A (en) * 1956-08-10 1959-11-17 Monsanto Chemicals Low molecular weight olefin/maleic anhydride copolymers made in special solvent systems
US3134686A (en) * 1962-04-19 1964-05-26 American Cyanamid Co Durable antistatic finish and process for applying same
US3203938A (en) * 1961-11-10 1965-08-31 American Cyanamid Co Process for copolymerizing an alkali metal ethylene sulfonate in lower saturated alcohols with free radical polymerization catalysts
US3332872A (en) * 1962-12-28 1967-07-25 Monsanto Co Drilling fluid
GB1375731A (no) * 1971-06-03 1974-11-27
GB1414964A (en) * 1971-10-19 1975-11-19 English Clays Lovering Pochin Copolymers and their use in the treatment of materials
US3898037A (en) * 1972-06-01 1975-08-05 Betz Laboratories Acrylamido-sulfonic acid polymers and their use
US3759860A (en) * 1972-06-19 1973-09-18 Uniroyal Inc Coating compositions and coated articles
US3730900A (en) * 1972-09-25 1973-05-01 Milchem Inc Composition and process for drilling subterranean wells
US4167502A (en) * 1972-12-06 1979-09-11 Rohm And Haas Company Carboxylic polymeric thickeners
US3794608A (en) * 1973-05-11 1974-02-26 Dow Chemical Co Aqueous coating compositions thickened by a terpolymer of an alkenyl aromatic compound,an unsaturated dicarboxylic acid,and an ether of vinyl benzyl alcohol and an oxyalkylated compound
GB1505555A (en) * 1975-03-04 1978-03-30 Allied Colloids Ltd Water based surface coatings
DE2832111A1 (de) * 1978-07-21 1980-01-31 Dynamit Nobel Ag Waessrige fuellstoff-suspension
US4293427A (en) * 1979-03-09 1981-10-06 Milchem Incorporated Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent
GB2070108B (en) * 1980-02-14 1984-02-08 Elf Aquitaine Drilling and/or completion muds
DE3123732A1 (de) * 1981-06-15 1982-12-30 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Mahlhilfsmittel und dispergiermittel fuer pigmente
US4419466A (en) * 1981-06-25 1983-12-06 The Lubrizol Corporation Method for continuous production of invert emulsion polymers
US4681918A (en) * 1981-06-30 1987-07-21 E. I. Du Pont De Nemours And Company "Living" polymers and process for their preparation
FR2514746B1 (fr) * 1981-10-20 1985-05-31 Coatex Sa Agent inhibiteur d'incrustations et de precipitation pour le traitement des eaux industrielles et/ou domestiques
US4476029A (en) * 1982-05-26 1984-10-09 W. R. Grace & Co. High temperature dispersant
US4451628A (en) * 1982-09-13 1984-05-29 Celanese Corporation Process for preparing low molecular weight water-soluble polymers by copolymerizing with water-soluble monomers a calculated quantity of methallylsulfonate monomer
EP0108842B1 (en) * 1982-11-10 1987-03-18 Ciba Specialty Chemicals Water Treatments Limited Calcium carbonate dispersions
DE3311752A1 (de) * 1983-03-31 1984-10-04 Hoechst Ag, 6230 Frankfurt Crotonesterhaltige copolymerisate, verfahren zu ihrer herstellung und ihre verwendung als verdicker in waessrigen systemen sowie als schlichtemittel
DE3461810D1 (en) * 1983-05-20 1987-02-05 Allied Colloids Ltd Water soluble polymers
US4502964A (en) * 1983-09-09 1985-03-05 Nalco Chemical Company Terpolymers for use as high temperature fluid loss additive and rheology stabilizer for high pressure, high temperature oil well drilling fluids
US4502965A (en) * 1983-09-09 1985-03-05 Nalco Chemical Company Terpolymers for use as high temperature fluid loss additive and rheology stabilizer for high pressure, high temperature oil well drilling fluids
GB8419805D0 (en) * 1984-08-03 1984-09-05 Allied Colloids Ltd Aqueous drilling and packer fluids
US4680128A (en) * 1985-04-26 1987-07-14 Exxon Chemical Patents Inc. Anionic copolymers for improved control of drilling fluid rheology

Also Published As

Publication number Publication date
NO853056L (no) 1986-02-04
EP0170527A2 (en) 1986-02-05
NO164718C (no) 1990-11-07
EP0170527B1 (en) 1990-06-27
US4946605A (en) 1990-08-07
GB8419805D0 (en) 1984-09-05
EP0170527A3 (en) 1987-03-04
MX168485B (es) 1993-05-26
ATE54156T1 (de) 1990-07-15
EP0170527B2 (en) 1996-08-14
US4675119A (en) 1987-06-23
DE3578432D1 (de) 1990-08-02
CA1253332A (en) 1989-05-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO164718B (no) Bore- og pakke-vaeske.
US4921621A (en) Hydrolyzed co-polymers of N-vinylamide and acrylamide for use as waterloss control additives in drilling mud
US4521578A (en) Composition and method of preparation of novel aqueous drilling fluid additives
US6380137B1 (en) Copolymers and their use as drilling aids
EP0491686B1 (en) Polymers for use in drilling
EP0156030B1 (en) Aqueous drilling fluid
AU633262B2 (en) Well drilling fluid and method
US4652623A (en) Polymers for use as filtration control aids in drilling muds
CA1063789A (en) Drilling fluid and method
US6395853B1 (en) Water-soluble copolymers and their use for exploration and production of petroleum and natural gas
US4455240A (en) Ampholytic polymers for use as filtration control aids in drilling muds
US4340525A (en) Additive for deep-well cement slurries
US4726906A (en) Polymers for use as filtration control aids in drilling muds
US4540496A (en) Intramolecular polymer complexes - viscosifiers for high ionic strength drilling fluids
US4680128A (en) Anionic copolymers for improved control of drilling fluid rheology
SG172396A1 (en) Use of vinyl phosphonic acid for producing biodegradable mixed polymers and the use thereof for exploring and extracting petroleum and natural gas
US4655942A (en) Controlled release dispersant for clay-thickened, water-based drilling fluids
US4637882A (en) Polyampholytes - high temperature viscosifiers for high ionic strength drilling fluids
US6107256A (en) Method of and additive for controlling fluid loss from a drilling fluid
CN109852355A (zh) 一种聚合物降滤失剂
US4721576A (en) Well drilling fluids and process for drilling wells
CA2055011A1 (en) Thermally stable hydrophobically associating rheological control additives for water-based drilling fluids
CA1144298A (en) Aqueous drilling fluid additive, composition and process
NO844315L (no) Additiver for vannbasert borevaeskesammensetninger
JPS62215681A (ja) 掘削泥水調整剤

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees

Free format text: LAPSED IN FEBRUARY 2003