NO172546B - Faststoff-fri, ikke-vandig borevaeske for komplettering eller overhaling av en broenn - Google Patents
Faststoff-fri, ikke-vandig borevaeske for komplettering eller overhaling av en broenn Download PDFInfo
- Publication number
- NO172546B NO172546B NO872192A NO872192A NO172546B NO 172546 B NO172546 B NO 172546B NO 872192 A NO872192 A NO 872192A NO 872192 A NO872192 A NO 872192A NO 172546 B NO172546 B NO 172546B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- brominated
- specific gravity
- well
- oil
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 63
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 27
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 24
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 14
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 13
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 6
- RWGFKTVRMDUZSP-UHFFFAOYSA-N cumene Chemical compound CC(C)C1=CC=CC=C1 RWGFKTVRMDUZSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 5
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 claims description 4
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical group CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001842 Brominated vegetable oil Substances 0.000 claims description 2
- 150000008378 aryl ethers Chemical class 0.000 claims description 2
- 235000019323 brominated vegetable oil Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 2
- HIXDQWDOVZUNNA-UHFFFAOYSA-N 2-(3,4-dimethoxyphenyl)-5-hydroxy-7-methoxychromen-4-one Chemical compound C=1C(OC)=CC(O)=C(C(C=2)=O)C=1OC=2C1=CC=C(OC)C(OC)=C1 HIXDQWDOVZUNNA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000001555 benzenes Chemical class 0.000 claims 1
- USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N diphenyl ether Chemical group C=1C=CC=CC=1OC1=CC=CC=C1 USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 19
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 13
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 13
- 239000000047 product Substances 0.000 description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 6
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 6
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 6
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000005893 bromination reaction Methods 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 4
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical class C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000031709 bromination Effects 0.000 description 3
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- ACRQLFSHISNWRY-UHFFFAOYSA-N 1,2,3,4,5-pentabromo-6-phenoxybenzene Chemical compound BrC1=C(Br)C(Br)=C(Br)C(Br)=C1OC1=CC=CC=C1 ACRQLFSHISNWRY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000000254 damaging effect Effects 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 150000005194 ethylbenzenes Chemical class 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 2
- 238000002290 gas chromatography-mass spectrometry Methods 0.000 description 2
- 238000007429 general method Methods 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 230000009972 noncorrosive effect Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000001953 recrystallisation Methods 0.000 description 2
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 2
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N tetrachloromethane Chemical compound ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BQCIDUSAKPWEOX-UHFFFAOYSA-N 1,1-Difluoroethene Chemical compound FC(F)=C BQCIDUSAKPWEOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001104 4140 steel Inorganic materials 0.000 description 1
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 244000304337 Cuminum cyminum Species 0.000 description 1
- 235000007129 Cuminum cyminum Nutrition 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 235000010290 biphenyl Nutrition 0.000 description 1
- 125000006267 biphenyl group Chemical class 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 125000001246 bromo group Chemical group Br* 0.000 description 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 150000001908 cumenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- WBZKQQHYRPRKNJ-UHFFFAOYSA-L disulfite Chemical compound [O-]S(=O)S([O-])(=O)=O WBZKQQHYRPRKNJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N fluoromethane Chemical compound FC NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- HCDGVLDPFQMKDK-UHFFFAOYSA-N hexafluoropropylene Chemical group FC(F)=C(F)C(F)(F)F HCDGVLDPFQMKDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- SYSQUGFVNFXIIT-UHFFFAOYSA-N n-[4-(1,3-benzoxazol-2-yl)phenyl]-4-nitrobenzenesulfonamide Chemical class C1=CC([N+](=O)[O-])=CC=C1S(=O)(=O)NC1=CC=C(C=2OC3=CC=CC=C3N=2)C=C1 SYSQUGFVNFXIIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009965 odorless effect Effects 0.000 description 1
- 239000012044 organic layer Substances 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000003303 reheating Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000003336 secondary aromatic amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L sodium disulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S(=O)S([O-])(=O)=O HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229940001584 sodium metabisulfite Drugs 0.000 description 1
- 235000010262 sodium metabisulphite Nutrition 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 238000010183 spectrum analysis Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N tetrafluoroethene Chemical group FC(F)=C(F)F BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000004876 x-ray fluorescence Methods 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide Drugs 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
- C09K8/82—Oil-based 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/34—Organic liquids
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/91—Earth boring fluid devoid of discrete aqueous phase
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/925—Completion or workover fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Nozzles For Spraying Of Liquid Fuel (AREA)
- Fire-Extinguishing Compositions (AREA)
- Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
- Lubricants (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører faststoff-fri, ikke-vandig borevæske for komplettering eller overhaling av en brønn. Borevaesken har variabel høy spesifikk vekt og kan benyttes under eller etter boring for å komplettere og/eller behandle en produksjons- eller injeksjonsbrønn.
Væskene er nyttige som kompletteringsvæsker eller over-hal ingsvæsker , sammen betegnet brønnhul1væsker, hvor høy stabilitet, lav korrosjon og fravær av størkning er ønsket.
Betegnelsen "faststoff-fri" anvendes på brønnhullbasisvæsken som har den ønskede spesifikke vekt. Denne betegnelse forstås innen teknikken å bety at intet fast vektmiddel er benyttet. I visse tilfeller kan imidlertid faste additiver tilsettes til brønnhul1væsken for spesielle formål.
Eksempler på brønnhul1væsker er innboringsvæsker, fraktureringsvæsker, gruspakkingsvæsker og pakningsvæsker.
Etter at en olje- eller gassbrønn har blitt boret, blir foringen perforert for å tilveiebringe adgang gjennom fSringen til jordformasjonen inneholdende hydrokarbonene som skal utvinnes. Dette kan gjøres ved å sprenge formede ladninger av forskjelliger typer i foringen eller ved hjelp av mekaniske foringsperforeringsanordninger av slagtypen. Ved perforering av foringen blir i alle tilfeller brønnens indre utsatt for jordformasjonstrykket og nødvendiggjør et opp-veiende hydrostatisk trykk av væske i brønnen for å hindre tap av kontroll av brønnen. I praksis blir det hydrostatiske trykket i brønnen vanligvis holdt noe høyere enn det i jordformasjonen, og noe av væsken i brønnen strømmer ofte gjennom perforeringene inn i jordformasjonen.
I et slikt tilfelle er det uønsket å benytte boreslam som brønnhul1væske. Slammaterialene med deres faste bestanddeler har tilbøyelighet til å gjentette perforeringer og, dersom de kommer inn i jordformasjonen, kan de forstyrre tilbørlig utvinning av det ønskede hydrokarbon fra reservoaret, spesielt i sandholdige formasjoner. For å unngå slike problemer er det vanlig å benytte en faststoff-fri kompletteringsvæske som opprettholdes i brønnen for å balansere som utøves av jordformasjonen.
En annen anvendelse for en slik væske i denne sammenheng betegnet "pakningsvæske", er å utøve et hydrostatisk trykk på en ringformet pakning for å sikre at den produserte oljen eller gassen bare kommer ut fra røret i veggen under kontroll av brønnoperatøren. I praksis blir pakningen anbragt i det ringformede rom mellom foringen og røret, væsketett, slik at formasjonsproduktene slik som gass eller olje hindres i å unnslippe fra brønnen unntatt gjennom røret. Dette ringrom over pakningen fylles deretter med en pakningsvæske for å holde et hydrostatisk trykk på opphull- eller toppsiden av pakningen som er omtrent det samme som, eller muligens noe større enn, trykket i den produserende formasjonen. Ved anvendelse av en slik væske, produserer formasjonsproduktene det samme, eller noe mindre, trykk på den andre siden eller nedhullssiden av pakningen som den tilsatte væske gjør på den motsatte siden av pakningen. Således minimaliserer fjerningen av eventuelt vesentlig differensialtrykk over pakningen enhver tendens til siving eller lekking av formasjonsproduktene rundt pakningen.
For at en brønnhul 1 væske skal være nyttig i disse og andre anvendelser må væsken ha tilstrekkelig spesifikk vekt til å utøve det nødvendige hydrostatiske trykk og dets spesifikke vekt bør fortrinnsvis kunne varieres for å utøve det ønskede omfang av hydrostatisk trykk for å balansere trykket som utøves av jordformasjonen. Det hydrostatiske trykket til væsken er basert på høyden av vaeskesøylen i brønnen og dens spesifikke vekt. Siden brønndypden og følgelig høyden på væskesøylen i brønnen er fiksert, bør bare den eneste gjenværende variable, nemlig væskens spesifikke vekt, kunne varieres til å oppfylle behovene for det hydrostatiske trykk som er nødvendig nede i borehullet.
Dette oppnås i dag ved hjelp av et av to midler. Ofte blir tette partikkelformige materialer slik som barytter eller kalsiumkarbonat suspendert i et baerervæske. En hovedulempe med denne metoden er migreringen av disse faste stoffene inn i reservoaret hvilket leder til en svekkelse av hydrokarbon-gjenvinningen. For å bøte på dette problemet har tette, faststoff-frie, saltoppløsninger med forskjellige sammen-setninger blitt foreslått.
Brønnhul1væsker bør være ikke-korroderende overfor jern-metallrør som de er i kontakt med i lengre tidsrom. Når først en produksjonsbrønn er etablert og rør, pakning og kompletteringsvæske har blitt anbragt, omfatter erstatning av enhver del av rørstrengen på grunn av korrosjon av kompletteringsvæsken, en større operasjon hvilket krever avstengning av brønnen og en kostbar og lang periode for fjerning og erstatning av rørstrengen. Dersom korrosjonen i tillegg er sterk og hurtig, er tap av kontroll av brønnen på grunn av rørbrudd en alvorlig mulighet.
Brønnhul1væsker kan være (1) vannbaserte, f.eks. salt-oppløsninger, (2) invert-emulsjoner eller (3) oljebaserte systemer.
Vannbaserte systemer anvendes ofte, spesielt klare salt-oppløsninger, men de er forbundet med den ulempe at de noen ganger er toksiske (og nødvendiggjør derfor spesielle håndteringsprosedyrer), korroderende (og krever bruken av brønnforinger og/eller korrosjonsinhibitorer), og kan rekrystallisere og vise uforenelighet med reservoarvæsker.
De er også utsatt for skummingsproblemer og er hygroskopiske. Absorpsjon av vann leder til tap av spesifikk vekt og ytterligere reguleringsproblemer. En ytterligere ulempe er deres tilbøyelighet til å angripe elastomere tetninger i brønnhullutstyret.
Invertemulsjonsvæsker kan vektbelastes med syreoppløselige materialer slik som kalsiumkarbonat og viser liten reaksjon med reservoarleirer. De overflateaktive midlene som benyttes for å utvikle invertemulsjonen kan imidlertid skade reservoarformasjoner gjennom fuktbarhetsendringer.
Skade på formasjonen er et særlig akutt problem i mange brønner. Dette kan forårsakes av faststoffinntrengning fra faste partikler i brønnhul1væsken, slik som barytter eller leire, eller væskeinntrengning av selve væsken. Dette kan gi opphav til dispergering og migrering av reservoarleirer, emulsjonsblokkering og utfelling av avsetninger.
Ren råolje er naturligvis det minst skadelige kompletteringsvæsken som kan anbringes over en oljeholdig formasjon. Dets anvendelse har imidlertid blitt alvorlig begrenset på grunn av vanskeligheten med å suspendere vektmidler deri og selv om dette har blitt overvunnet så kan disse gi opphav til de ovenfor omtalte problemer.
For å overvinne disse problemene er det nå tilveiebragt en ny borevæske for komplettering eller overhaling av en brønn samt en ny brønnhul1væske.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det således tilveiebragt en faststoff-fri, ikke-vandig borevæske for komplettering eller overhaling av en brønn, kjennetegnet ved at den omfatter en klorert eller bromert vegetabilsk olje, eter eller hydrokarbon oppløst i råolje, kerosin, en dieselolje eller en lavtoksisk boreolje, idet væsken har en spesifikk vekt i området 0,9 - 2,3.
Borevæsken har fortrinnsvis en spesifikk vekt i området 1,5-2,2.
Væsken har videre fortrinnsvis et Pensky Martens-flammepunkt på minst 66°C.
De relative mengdeforhold mellom halogenert materiale og oppløsningsmiddel kan velges til å gi en brønnhul1væske som har en ønsket spesifikk vekt.
Det halogenerte materialet er fortrinnsvis et bromert hydrokarbon, og egnede slike er bromerte aromatiske etere, difenyler, alifatiske hydrokarboner, benzen og alkylbenzener.
I tilfellet for alkylaromatiske forbindelser er det fore-trukket at bromsubstituentene kun er i den aromatiske kjernen og ikke i alkylsidekjeden. De foretrukne bromerte alkyl-benzenene er bromert etylbenzen og kumen.
Blandinger av isomerer og forbindelser med forskjellige grader av bromering resulterende fra bromeringsreaksjonene er egnet.
Nevnte borevæsker er generelt ikke-korroderende, termisk stabile og ikke-beskadigende overfor formasjoner.
Om ønsket kan imidlertid slike egenskaper modifiseres eller forbedres ved bruk av konvensjonelle additiver. Viskositeten kan f.eks. økes ved tilsetning av viskositetsregulerende midler slik som polyisobuten og polymerer og kopolymerer av akrylsyre og metakrylsyre og -estere. Termisk stabilitet kan forbedres ved tilsetning av antioksydasjonsmidler slik som sekundære aromatiske aminer og hindredede alkylfenoler.
Ytterligere egenskaper kan tilveiebringes for spesifikke formål, igjen ved bruk av konvensjonelle additiver. F.eks. krever fraktureringsvæsker anvendelse av geldannende midler slik som såper. I visse formasjoner kan det være nødvendig å benytte brodannende additiver og væsketapsadditiver slik som størrelsesregulert salt eller kalsiumkarbonat.
Væskene har lave stivnetemperaturer. I mange tilfeller er temperaturene ved brønnhodet ved jordoverflaten slik at mange væsker i den tidligere teknikk ville bli utsatt for frysing eller omkrystallisering i brønnoperasjoner med mindre spesielle foranstaltninger ble iverksatt. Siden fryse- eller omkrystalliseringstemperaturene for slike væsker godt kan være over frysetemperaturen for vann, og i noen tilfeller være så høy som 10 eller 15 °C, må omfattende forsiktighets-regler normalt benyttes for å hindre at disse væskene fryser. Disse omfatter omvarming av lagrings- og transportbeholdere for disse væskene og anvendelse av oppvarmingskapper rundt brønnledningene som benyttes for å føre væsken inn og ut av veggen. Slik spesiell håndtering innebærer betydelige operasjonsproblemer og -omkostninger.
Siden væskene er vesentlig ikke-vandige, er det intet problem med svellingen av leirholdige strukturer eller med avsetningsdannelse. I tilegg blir reservoarets kompatibilitet forbedret.
Oppfinnelsen illustreres under henvisning til følgende eksempler 1 - 7 og figurer 1 - 3 på de medfølgende tegningene. Figur 1 er en grafisk fremstilling som viser forholdet mellom den spesifikke vekt for en væske og konsentrasjonen av et densitetsøkende middel i et oppløsningsmiddel. Figurer 2 og 3 er figurer som viser hvordan permeabiliteten til en kjerne påvirkes av behandling ifølge foreliggende oppfinnelse.
I eksemplene 1-4 var testvæsken ifølge oppfinnelsen den som er identifisert ved betegnelsen NODO 1, som er navnet på en serie væsker med forskjellige spesifikke vekter fremstilt ved oppløsning av forskjellige mengder av en pentabrom-difenyleter, solgt under varebetegnelsen DE-71 av Great Lakes Chemical Corporation, i en lavtoksisk, boreolje, solgt av BP Chemicals Ltd. under varebetegnelsen BP 8313, i overens-stemmelse med det forhold som er vist grafisk på den med-følgende figur 1.
Mengdeforholdene kan velges slik at det oppnås blandinger med spesifikk vekt varierende fra mindre enn 1 til større enn 2.
Eksempel 1
Eksempel 1 illustrerer den lave korroderbarheten til NODO 1.
Testene ble utført ved 65-70°C i 165 timer på kuponger av 4140-stål og karbonstål i laboratorieglassutstyr ved bruk av 350 ml NODO 1 og 500 ml av en etablert kompletteringsvæske basert på ZnBr2/CaBr2~saltoppløsning. NODO 1 hadde en spesifikk vekt på 1,91 og saltoppløsningen en spesifikk vekt på 2,31.
Resultater som angitt i nedenstående tabell 1 ble oppnådd.
Resultatene ovenfor viser at det eksperimentelle komplet-ter ingsvæsken (NODO 1) ikke er så korroderende som det etablerte kompletteringsvæsken (ZnBr2/CaBr2) •
Eksempel 2
Eksempel 2 illustrerer det lave angrepsnivået på elastomerer fra NODO 1, som i dette eksemplet hadde en spesifikk vekt på 1,7.
Ytelsesevnen til to elastomerer eksponert for NODO 1 og to sammenligningsmedia ble undersøkt. Tabell 2 viser de innledende fysikalske egenskapene til de benyttede polymerene. NBR 689/4 var en konvensjonell nitrilgummi (eks. BP Chemicals Ltd) som hadde et høyt (41$) akrylonitrilinnhold med et høyt (100 pph) innhold av SRF-kjønrøk og var vulkanisert ved hjelp av et svovel-donor-herdesystem. Viton GF var en fluorkarbon-elastomer oppnådd fra James Walker and Co. Ltd., som var en peroksydherdet terpolymer av vinylidenfluorid, heksafluor-propylen og tetrafluoretylen. Begge elastomerer viste lignende strekkfasthetsdata, men var forskjellige med hensyn til deres elastisitetsmoduler og følgelige forlengelse. Nitrilgummien var behandlet slik at den hadde god resistens overfor olje, mens Viton GF hadde mer generell kjemisk resistens.
Sammenligningsmediene var en ZnBr2/CaBr2-saltoppløsning med spesifikk vekt på 1,7 og en ZnB^/CaB^-saltoppløsning med en spesifikk vekt på 2,3.
Endringen i fysikalske egenskaper til elastomerene ble målt etter eksponering overfor testvæskemedia i 28 dager ved 80°C og er rapportert som prosent egenskapsretensjonsdata i tabell 3.
Sammenligning av dataene for NODO 1 med ZnBr2/CaBr2~ saltoppløsningen med spesifikk vekt 1,7 viser at det i NODO 1 var en forbedring i retensjonen av mekaniske egenskaper hos nitrilgummien.
ZnBr2/CaBr2-saltoppløsningen med spesifikk vekt 1,7 var åpenbart mindre agressiv enn en lignende type av saltopp-løsning med spesifikk vekt 2,3. Betydelig stivning av nitrilgummien var tydelig i 1,7 saltoppløsningen, men denne elastomeren ble så sprø i 2,3-saltoppløsningen at den ble utsatt for brudd for tidlig til å tillate måling av elasti-sitetsmodulen. Forskjellen i oppførsel mellom disse salt-oppløsningene antas å skyldes det faktum at 1,7-saltoppløs-ningen hadde lavere spesifikk vekt enn 2,3-saltoppløsningen og således ville mengden av sinkbromid (antatt å være ansvarlig for skadelig virkning overfor nitrilgummi) i førstnevnte være mindre i den sistnevnte.
Eksempel 3
Eksempel 3 illustrerer den høye termiske stabiliteten til NODO 1. En prøve av NODO 1 ble holdt ved 176° C i 64 timer. Ingen endring i spesifikk vekt eller viskositet ble notert og dette indikerer at produktet var stabilt ved forhøyet temperatur.
Spesifikk vekt målt ved 25"C
Viskositet målt ved 20°C
Selve pentabromdifenyleteren er relativt ustabil og dekompo-nerer ved temperaturer mellom 220°C og 320°C.
Eksempel 4
Dette eksemplet illustrerer den ikke-skadelige effekten av NODO 1 på vannfølsomme strukturer og den skade som gjøres av en kompletteringssaltoppløsning. Begge væsker hadde spesifikk vekt på 1,8.
To prøveplugger ble tatt fra en sandstenkjerne inneholdende ca. 10 vekt-# svellende leirer, hovedsakelig kaolinitt (77-81% av leirefraksjonen), og smektittt (18-23$).
Bergartmatrisen var dårlig sementert og poresystemet var godt utviklet.
Totalt ble det fra petrologiske data forutsagt at bergartmaterialet kunne være mottagelig for betydelig formasjonsskade fra vandige væsker som et resultat av svelling og dispergering av smektitt og mobiliseringen av kaolinitt-partikler. Ettersom man sluttet seg til at bergartmaterialet var dårlig konsolidert, regnet man med at fullstendig matrise-disaggregering ville være et problem dersom bergartmaterialet kom i kontakt med uforenelige vannbaserte væsker. Således ble det valgte materialet ansett for å være særlig følsomt overfor formasjonsskade.
Testene for gjensidig påvirkning for kjerne-væske ble utført ved simulerte reservoarbetingelse, dvs. et begrensende trykk på 33,10 MPa, poretrykk på 18,90 MPa og en temperatur på 64°C. De oppbevarte pluggene ble spylt innledningsvis med kerosin for å fortrenge råoljen. Deres permeabiliteter overfor kerosin ble deretter fastslått ved stabile betingelser i fremoverrettede og reverserte strømningsretninger. Oljebasert kompletteringsvæske eller den konvensjonelle kompletteringssaltoppløsningen ble deretter injisert ved en strømningshastighet på 5 ml/min. og ved en trykkforskjell på 27,06 kPa cm-<1> for det vannbaserte kompletteringsvæsken (20 porevolumer), og ved 44,76 kPa cm-<1> for det oljebaserte kompletteringsvæsken (14 porevolumer). Kjernepermeabiliteten overfor kerosin ble målt på nytt etter behandlingene i fremoverrettede og reverserte strømningsretninger.
(i) Vannbasert kompletteringssaltoppiøsning
Den første pluggen hadde en innledende permeabilitet overfor kerosin på 160 md, ved en trykkforskjell over prøven på 7,33 kPa cm-<1>. Trykkforskjellen ble holdt lav gjennom hele testen for å unngå mekanisk skade på bergartmaterialet og/eller finstoffbevegelse, som et resultat av høye væskegjennom-sivningskrefter. Etter innføring av 20 porevolumer av den konvensjonelle, vannbaserte ZnBr2/CaBr2-kompletteringssalt-oppløsningen (tilsvarende væskefluks på 18,2 ml/cm<5> bergartflate) inn i prøven, så sank kjernens permeabilitet overfor kerosin til 57,8 md i reversert strøm, og 30,7 md i fremoverrettet strøm. Kerosin-strømningshastigheten ble holdt ved 9,2 ml/min. med en gjennomsnittlig trykkforskjell på 31,27 kPa cm-<*> over kjernen, etter injisering av testvæsken. Dette representerte en 72$ reduksjon i pluggens permeabilitet som et resultat av saltoppløsningsbehandlingen. Grunnen til avviket i målingene med strømningsretning er ikke umiddelbart klart; disse forskjeller ble ikke observert før injisering av testvæske. Ingen finstoffer ble eluert fra kjernen.
Det er sannsynlig at denne permeabilitetsskade resulterte fra svelling av leirer i pore-f6ring.
(ii) NODO 1
Den andre pluggen hadde en innledende gjennomsnittlig permeabilitet overfor kerosin på 35 md ved en trykkforskjell på 33,66 kPa cm-<1>. Dens permeabilitet øket gradvis med økende kerosingjennomføring. Denne tilbøyelighet skyldes fjerning av resterende råolje fra bergartmatrisen.
13,8 porevolumer av det NODO l-oljebaserte kompletteringsvæsken, dvs. en væskefluks på 15,4 ml/cm<2> bergartflate, ble injisert gjennom kjernen. Pluggens permeabilitet overfor kerosin ved stabile betingelser øket til ca. 46 md etter behandlingen. Som for behandlingen med den vannbaserte kompletteringssaltoppløsningen varierte pluggens permeabilitet noe etter behandlingen, avhengig av væskestrøm-retningen. I reversert strøm var permeabiliteten 46 md; i fremoverrettet strøm var den 42 md. Grunnen for dette avviket er i øyeblikket ikke klart. Ingen finstoffer ble detektert under forsøket.
Resultatene fra disse forsøk er vist grafisk på fig. 2 og 3 i de medfølgende tegningene, hvor fig. 2 viser hvordan permeabiliteten til kjernen påvirkes av strømmen av kompletterings-saltoppløsning og fig. 3 av strømmen av NODO 1.
Den vandige ZnBrg/CaB^-kompletteringssaltoppløsningen forårsaket en vesentlig nedgang i permeabiliteten til reservoarmaterialet overfor kerosin. I motsetning forårsaket NODO 1 ingen skade på kjernen og ga faktisk en liten forbedring i den permeabilitet overfor kerosin.
Eksempel 5
Brom (179,8 g, 58,0 ml, 4,5 ekvivalenter, 1,125 mol) ble tilsatt dråpevis i løpet av 1,5 timer til en omrørt suspen-sjon av etylbenzen (26,50 g, 0,25 mol), jernpulver (2,60 g) og karbontetraklorid (50 ml) ved 8-10°C under nitrogen. Etter at tilsetningen var fullført, ble blandingen omrørt ved 25-30°C i 1 time og deretter langsomt behandlet (under avkjøling og omrøring) med vandig natriummetabisulfitt (0,63 molar, 30 ml). Det organiske laget ble separert og vasket med ytterligere vandig metabisulfitt (2 x 30 ml), vandig natrium-karbonat (0,70 molar, 30 ml) og vann (2 x 50 ml). Det organiske ekstraktet ble deretter tørket (MgSO^ og fordampet hvilket ga det bromerte produkt som en mobil lysegul olje (89,3 g, 11%).
Produktene ble analysert med henblikk på spesifikk vekt, og brominnhold ved røntgenfluorescens og ved 60 MHz-^E kjerne-magnetisk resonans. Ved beregning av forholdet for alifatiske til aromatiske protoner via NMR-integrering kunne et mål for produktenes brominnhold oppnås. Disse verdiene var i godt samsvar med de analytiske tallene. Resultater er angitt i nedenstående tabell 5.
Eksempel 6
Den generelle metoden i eksempel 5 ble gjentatt ved omgivelsestemperatur (10-16°C) og ved bruk av mindre opp-løsningsmiddel (25 ml).
Resultatene er angitt i nedenstående tabell 5.
Eksempel 7
Den generelle metoden i eksempel 5 ble gjentatt ved bruk av et kumen-råmateriale. Detaljerte forsøksbetingelser og resultater er angitt i nedenstående tabell 5.
Et<y>lbenzen
I begge eksemplene 5 og 6 ble mobile væskeformige produkter av høy densitet oppnådd.
NMR-studier (^-H og <l>^C) indikerte tilstedeværelsen av to hovedisomerer i eksempel 6, nemlig
pluss tre ytterligere komponenter.
Gasskromatografi og massespektralanalyse indikerte følgende mønster for bromerte produkter.
Det var ingen tegn på sidekjedebromering.
Kumen
En mobil væske med høy densitet ble igjen oppnådd i eksempel 7. NMR-studier (^H og <1>^C) indikerte følgende sammensetning:
GC/MS viste følgende bromerte produkter.
Heller ikke her var det noen tegn på sidekjedebromering fra NMR eller GC/MS.
Produktene i eksemplene 5-7 er egnet for bruk som borehull-væsker, enten alene eller i fortynnet form for oppnåelse av en væske med en hvilken som helst ønsket densitet mellom den til selve fortynningsmidlet og det bromerte produktet, slik som resultatene i nedenstående tabell 6 viser.
JP5 er et luktfritt kerosin-oppløsningsmiddel, som typisk koker i området 190-255°C, spesifikk vekt 0,785 og Pensky Martens-flammepunkt 72°C.
Det bromerte kumenproduktet ble funnet å være en væske over et bredt temperaturområde (fra -20 til 40°C), både alene og i 10$ oppløsning. Selv om den bromerte etylbenzenen og dens 10$ oppløsning var fast ved -20°C, er dette en meget streng test og pumpbare væsker ble oppnådd over -10°C.
Claims (6)
1.
Faststoff-fri, ikke-vandig borevæske for komplettering eller overhaling av en brønn, karakterisert ved at den omfatter klorert eller bromert vegetabilsk olje, eter eller hydrokarbon oppløst i råolje, kerosin, en dieselolje eller en lavtoksisk boreolje, idet væsken har en spesifikk vekt i området 0,9 - 2,3.
2.
Væske ifølge krav 1, karakterisert ved at den har en spesifikk vekt i området 1,5 - 2,2.
3.
Væske ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at den har et Pensky Martens-flammepunkt på minst 66°C.
4.
Væske ifølge krav 1, karakterisert ved at den bromerte aromatiske eteren er en bromert difenyleter.
5
Væske ifølge krav 1, karakterisert ved at den bromerte organiske hydrokarbonet er en bromert benzen eller alkylbenzen.
6.
Væske ifølge krav 5, karakterisert ved at den bromerte alkylbenzenen er bromert etylbenzen eller cumen.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB868613222A GB8613222D0 (en) | 1986-05-30 | 1986-05-30 | Well-bore fluid |
GB868625543A GB8625543D0 (en) | 1986-10-24 | 1986-10-24 | Well-bore fluid |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO872192D0 NO872192D0 (no) | 1987-05-26 |
NO872192L NO872192L (no) | 1987-12-01 |
NO172546B true NO172546B (no) | 1993-04-26 |
NO172546C NO172546C (no) | 1993-08-04 |
Family
ID=26290835
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO872192A NO172546C (no) | 1986-05-30 | 1987-05-26 | Faststoff-fri, ikke-vandig borevaeske for komplettering eller overhaling av en broenn |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4900456A (no) |
EP (1) | EP0247801B1 (no) |
BR (1) | BR8702788A (no) |
CA (1) | CA1274380A (no) |
DE (1) | DE3766007D1 (no) |
DK (1) | DK168825B1 (no) |
ES (1) | ES2018830B3 (no) |
IE (1) | IE60666B1 (no) |
MX (1) | MX169299B (no) |
NO (1) | NO172546C (no) |
PT (1) | PT84978B (no) |
Families Citing this family (30)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB8802732D0 (en) * | 1988-02-06 | 1988-03-09 | British Petroleum Co Plc | Preparation of halogenated organic compounds |
WO1994012589A1 (en) * | 1991-07-27 | 1994-06-09 | Oilfield Chemical Technology Limited | Drilling fluid |
US5207953A (en) * | 1991-11-27 | 1993-05-04 | Trisol Inc. | Fire retarded solvents |
WO1994006883A1 (en) * | 1992-09-21 | 1994-03-31 | Union Oil Company Of California | Solids-free, essentially all-oil wellbore fluid |
US5556832A (en) * | 1992-09-21 | 1996-09-17 | Union Oil Company Of California | Solids-free, essentially all-oil wellbore fluid |
CA2142625C (en) * | 1994-02-14 | 2006-04-25 | Donald A. Thorssen | Oil and gas well operation fluid used for the solvation of waxes and asphaltenes, and method of use thereof |
US5635457A (en) * | 1995-04-17 | 1997-06-03 | Union Oil Company Of California | Non-toxic, inexpensive synthetic drilling fluid |
US5958845A (en) * | 1995-04-17 | 1999-09-28 | Union Oil Company Of California | Non-toxic, inexpensive synthetic drilling fluid |
US5665170A (en) * | 1995-11-01 | 1997-09-09 | Albemarle Corporation | Solvent system |
US5690862A (en) * | 1995-11-01 | 1997-11-25 | Albemarle Corporation | No flash point solvent system containing normal propyl bromide |
US5679632A (en) * | 1996-02-29 | 1997-10-21 | Albemarle Corp | Movie film cleaning solvent comprising n-propylbromide |
US5669985A (en) * | 1996-02-29 | 1997-09-23 | Albemarle Corporation | Movie film cleaning process |
US5665173A (en) * | 1996-02-29 | 1997-09-09 | Albemarle Corporation | Movie film cleaning process |
US5707954A (en) * | 1996-03-01 | 1998-01-13 | Albemarle Corporation | Stabilized brominated alkane solvent |
US6806233B2 (en) * | 1996-08-02 | 2004-10-19 | M-I Llc | Methods of using reversible phase oil based drilling fluid |
US5827803A (en) * | 1997-05-07 | 1998-10-27 | Loree; Dwight N. | Well treatment fluid |
US5792277A (en) * | 1997-07-23 | 1998-08-11 | Albemarle Corporation | N-propyl bromide based cleaning solvent and ionic residue removal process |
US20030036484A1 (en) * | 2001-08-14 | 2003-02-20 | Jeff Kirsner | Blends of esters with isomerized olefins and other hydrocarbons as base oils for invert emulsion oil muds |
US7572755B2 (en) | 2000-12-29 | 2009-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid comprising a vinyl neodecanoate polymer and method for enhanced suspension |
US6887832B2 (en) | 2000-12-29 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels |
BR0017398B1 (pt) | 2000-12-29 | 2010-11-30 | método para influenciar a reologia de um fluido de perfuração ou fluido de manutenção de poço, e, fluido de perfuração ou fluido de manutenção de poço. | |
AU2001226085B2 (en) * | 2000-12-29 | 2007-11-01 | Emery Oleochemicals Gmbh | Thinners for invert emulsions |
US7456135B2 (en) * | 2000-12-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling using flat rheology drilling fluids |
US7271132B2 (en) | 2001-10-31 | 2007-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Metallic soaps of modified fatty acids and rosin acids and methods of making and using same |
US6620770B1 (en) | 2001-10-31 | 2003-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additive for oil-based drilling fluids |
US7534746B2 (en) | 2001-10-31 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Metallic soaps of modified tall oil acids |
US7008907B2 (en) | 2001-10-31 | 2006-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additive for oil-based drilling fluids |
US7803743B2 (en) * | 2005-06-06 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Invert emulsion carrier fluid and oil-wetting agent and method of using same |
FR2893626B1 (fr) * | 2005-11-18 | 2008-01-04 | Inst Francais Du Petrole | Fluide de puits comprenant une phase liquide fluoree |
WO2016172120A1 (en) | 2015-04-23 | 2016-10-27 | Albemarle Corporation | Preparation of mixtures of brominated benzenes predominant in dibromobenzenes and tribromobenzenes |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2217926A (en) * | 1936-09-05 | 1940-10-15 | Shell Dev | Nonaqueous drilling fluid |
US2297660A (en) * | 1939-11-16 | 1942-09-29 | Shell Dev | Nonaqueous drilling fluid |
US2805722A (en) * | 1956-02-24 | 1957-09-10 | Exxon Research Engineering Co | Perforation wells |
US2894584A (en) * | 1956-12-24 | 1959-07-14 | Jersey Prod Res Co | Well completion |
US2898294A (en) * | 1956-12-24 | 1959-08-04 | Jersey Prod Res Co | Well completion fluids |
US3168475A (en) * | 1961-03-15 | 1965-02-02 | Nat Lead Co | Well-working fluids |
US3494865A (en) * | 1966-04-01 | 1970-02-10 | Nat Lead Co | Lignite products and compositions thereof |
-
1987
- 1987-05-21 ES ES87304548T patent/ES2018830B3/es not_active Expired - Lifetime
- 1987-05-21 DE DE8787304548T patent/DE3766007D1/de not_active Expired - Fee Related
- 1987-05-21 EP EP87304548A patent/EP0247801B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1987-05-26 NO NO872192A patent/NO172546C/no unknown
- 1987-05-27 CA CA000538178A patent/CA1274380A/en not_active Expired - Fee Related
- 1987-05-29 IE IE142487A patent/IE60666B1/en unknown
- 1987-05-29 MX MX006702A patent/MX169299B/es unknown
- 1987-05-29 DK DK277287A patent/DK168825B1/da not_active IP Right Cessation
- 1987-05-29 BR BR8702788A patent/BR8702788A/pt not_active Application Discontinuation
- 1987-05-29 PT PT84978A patent/PT84978B/pt not_active IP Right Cessation
-
1988
- 1988-12-01 US US07/279,261 patent/US4900456A/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO172546C (no) | 1993-08-04 |
DE3766007D1 (de) | 1990-12-13 |
NO872192D0 (no) | 1987-05-26 |
PT84978B (pt) | 1989-07-31 |
ES2018830B3 (es) | 1991-05-16 |
DK277287D0 (da) | 1987-05-29 |
PT84978A (en) | 1987-06-01 |
NO872192L (no) | 1987-12-01 |
MX169299B (es) | 1993-06-29 |
DK277287A (da) | 1987-12-01 |
US4900456A (en) | 1990-02-13 |
CA1274380A (en) | 1990-09-25 |
IE871424L (en) | 1987-11-30 |
EP0247801A3 (en) | 1989-02-08 |
BR8702788A (pt) | 1988-03-01 |
IE60666B1 (en) | 1994-08-10 |
DK168825B1 (da) | 1994-06-20 |
EP0247801B1 (en) | 1990-11-07 |
EP0247801A2 (en) | 1987-12-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO172546B (no) | Faststoff-fri, ikke-vandig borevaeske for komplettering eller overhaling av en broenn | |
CA2630337C (en) | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore | |
NO343900B1 (no) | Oppløsning, fremgangsmåte for rensing av et borehull, og fremgangsmåte for fremstilling av et hydrokarbon fra en formasjon | |
NO344331B1 (no) | Vannbasert bryterfluid, fremgangsmåte for rensing av et borehull, og fremgangsmåte for fremstilling av et hydrokarbon fra en formasjon | |
BRPI0708625A2 (pt) | composições de desvio, tampões de controle de perda de fluido e seccionadores desses | |
NO20151313A1 (no) | Inhibitive vannbaserte borevæsker og fremgangsmåte ved boring i formasjoner som inneholder sand og andre vannsensitive formasjoner. | |
US4120369A (en) | Method for drilling a well through unconsolidated dolomite formations | |
US7392846B2 (en) | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods | |
CA2594208C (en) | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods | |
US3777818A (en) | Oil recovery process | |
US2474330A (en) | Aqueous base drilling fluid for heaving shale | |
AU2011205200B2 (en) | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore | |
AU2011205214B2 (en) | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore | |
US11697757B2 (en) | Polymeric swellable scavengers for acidic gases | |
AU2011205212B8 (en) | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore | |
Lallier et al. | Protective deployment of subsea equipment | |
ENTERPRISE et al. | EVOLUTION OF FORMATE BRINES AS DRILLING FLUIDS | |
AU2011205201A1 (en) | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore | |
GB2255993A (en) | Method for releasing a stuck pipe |