NO177325B - Brönnbehandlingsvæske og tilsetningsmiddel - Google Patents

Brönnbehandlingsvæske og tilsetningsmiddel Download PDF

Info

Publication number
NO177325B
NO177325B NO890086A NO890086A NO177325B NO 177325 B NO177325 B NO 177325B NO 890086 A NO890086 A NO 890086A NO 890086 A NO890086 A NO 890086A NO 177325 B NO177325 B NO 177325B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
well treatment
treatment fluid
starch
epichlorohydrin
sodium
Prior art date
Application number
NO890086A
Other languages
English (en)
Other versions
NO890086D0 (no
NO890086L (no
NO177325C (no
Inventor
Jr James W Dobson
Alan T Mondshine
Thomas C Mondshine
Original Assignee
Texas United Chemical Corp
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
Application filed by Texas United Chemical Corp filed Critical Texas United Chemical Corp
Publication of NO890086D0 publication Critical patent/NO890086D0/no
Publication of NO890086L publication Critical patent/NO890086L/no
Publication of NO177325B publication Critical patent/NO177325B/no
Publication of NO177325C publication Critical patent/NO177325C/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
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/90Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • 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
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • C09K8/08Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • 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
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/18Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
    • 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
    • Y10S507/903Crosslinked resin or polymer
    • 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
    • Y10S507/925Completion or workover fluid

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)

Description

Oppfinnelsen vedrører brønnbehandlingsvæsker for bruk ved boring og injeksjon av brønner i underjordiske formasjoner, og oppfinnelsen vedrører mer spesielt mettede saltløsninger hvori det er suspendert ett eller flere vannoppløselige salter som er uoppløselig i den mettede saltløsning. Slike væsker er nyttige ved forskjellige operasjoner med brønnboring, vedlikehold og komplettering.
Oppfinnelsen vedrører ytterligere et tilsetningsmiddel for å meddele suspensjonsegenskaper og væsketapskontroll til brønn-behandlingsvæsker. Dette tilsetningsmiddelet omfatter xantomonasgummi og epiklorhydrinfornettet stivelse.
Disse og andre trekk fremgår av de etterfølgende patentkrav.
Etter at en brønn er boret inn i jordoverflaten kan det være blitt påtruffet en eller flere underjordiske produserende formasjoner. Det er da ønskelig å komplettere brønnen slik at man oppnår den maksimale hydrokarbonproduksjon fra slike underjordiske produserende formasjoner, og å komplettere en slik brønn på en måte slik at trykket i de underjordiske produserende formasjoner styres under kompletteringsopera-sjoner, mens den produserende formasjon tettes eller isoleres for å forhindre skade på denne og å nedsette væsketap inn i formasjonen til et minimum, idet dette kunne inhibere eller i enkelte tilfeller i vesentlig grad redusere produksjonen av hydrokarboner fra den underjordiske produserende formasjon.
Det er også ønskelig eller nødvendig etter en tidsperiode å utføre vedlikehold eller andre servicesoperasjoner på en tidligere boret brønn, og under slik operasjoner med vedlikehold eller serviceoperasjoner, er det ønskelig å kontrollere trykket i den eller de underjordiske produserende formasjoner mens formasjonene samtidig tettes eller isoleres på en måte slik at partikkelinntrengning og væsketap inn i den eller de produserende formasjoner nedsettes til et minimum slik at skade på formasjonene reduseres om ikke fullstendig elimi-neres .
I tillegg til de nødvendige foreskrevne densitetsegenskaper av en væske for vedlikehold og komplettering, er det ønskelig å isolere eller midlertidig tette fronten av den eller de underjordiske produserende formasjoner i borehullet slik at under operasjonen med komplettering og vedlikehold går væske og faststoffer i væsken ikke tapt til de produserende formasjoner idet dette kunne bevirke skade på disse.
Tidligere er det blitt anvendt forskjellige typer av væsker for vedlikehold og komplettering med komponenter deri av en partikkelstørrelse slik at de produserende formasjoner tettes og isoleres. Væsker for vedlikehold og komplettering bør ha væsketapkontroll (filtertapkontroll) for å forhindre vesentlig væsekinntrengning i formasjonen. Dette oppnås ved hjelp av en kombinasjon av væsketapkontrollmiddel og et tettemiddel.
Forskjellige typer av oppløselige eller nedbrytbare tettende
materialer kan fås i handelen og valget mellom dem avhenger av reservoarbetingelser og operasjonstype. Partikler av oljeopp-løselige harpikser eller voksarter med bestemte størrelser har vært anvendt som tettemidler for oljereservoarer. Slike
partikler må fjernes ved å oppløse dem i olje når de anvendes i tørrgassreservoarer eller vanninjeksjonsbrønner. Kalsium-karbonater var de første nedbrytbare tettende partikler anvendt i væsker for vedlikehold og komplettering. Ved full-føring av arbeidet fjernes de om nødvendig med syre. Surgjør-ing er en ekstra operasjon og medfører ytterligere utgifter unntagen i karbonatreservoarer som må surgj øres. Videre kan syren oppløse jern på sin vei ned til surgjøringssonen og innføre jernforbindelser i formasjonen. Når syren forbrukes vil pH stige, jernhydroksyd blir utfelt og skade på formasjonen resulterer. Alle karbonatpartiklene blir kanskje ikke bragt i kontakt med syren og for å unngå dette problem er det nødvendig med vekselvise porsjoner av syre og sprednings-middel.
Væsker for vedlikehold og komplettering kan sammensettes under anvendelse av partikler med bestemte størrelser av et vannopp-løselig salt som tettemiddel suspendert i en mettet saltopp-løsning hvori saltet er hovedsakelig uoppløselig, se US patentskrifter 4.175.042, 4.186.803 og 4.369.843.
Disse behandlingsvæsker omfatter en mettet vandig saltoppløs-ning med minst et vannoppløselig salt som er hovedsakelig uoppløselig i den mettede saltoppløsning, idet det vannopp-løselige salt har et partikkelstørrelsesområde på 5 |im til 800 nm idet mer enn 5 % av partiklene er grovere enn 44 \ im for å styre trykket i formasjonen mens denne tettes og isoleres, og også for å nedsette partikkelinntrengning i formasjonen til et minimum. En mindre mengde væsketaptilsetningsmiddel for å hindre tap av væske inn i den underjordiske produserende formasjon, og et suspensjonstilsetningsmiddel for å forhindre avsetning av de vannoppløselige saltpartikler er inkludert i behandlingsvæsken. Det vannoppløselige salt som er hovedsakelig uoppløselig i saltoppløsningen tilsettes i tilstrekkelig mengde til å styre trykket i den produserende formasjon ved å øke densiteten av behandlingsvæsken.
De tettende og isolerende sandpartikler som anvendes ved metoder for brønnkomplettering og vedlikehold kan oppløses ved strømmen av produsert saltoppløsning eller ved injeksjon av vann eller en umettet saltoppløsning. Dette fjerner den uønskede bruk av olje eller syreoppløsning for å fjerne tetningen fra den underjordiske hydrokarbonproduserende formasjon. Den mettede saltoppløsning dannes ved å oppløse et salt eller blanding av salter i vann og vanligvis er den minste densitet av den mettede saltoppløsning 1,2 g pr. cm<3>.
Det er også i US patentskrift nr. 4.046.197, Gruesbeck et al., kjent å suspendere findelte partikler av et vannoppløselig salt i en mettet vandig saltoppløsning med en densitet på minst 1,2 g/cm<3> ved 10°C i en mengde tilstrekkelig til i vesentlig grad å øke den totale densitet av væsken. Foretrukket er gjennomsnittsstørrelsen av de suspenderte saltpartikler mindre enn 10 \ ua. Patentskrift nr. 4.621.692, Mondshine US, lærer en fremgangsmåte for å beskytte perfor-eringene under operasjoner med vedlikehold og komplettering under anvendelse av mettet saltoppløsning med tetnings-partikler av vannoppløselig salt med bestemt partikkel-størrelse suspendert deri.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører således en brønnbehand-lingsvæske som er kjennetgnet ved at den omfatter en mettet vandig saltoppløsning, et vannoppløselig partikkelformet salt som er uoppløselig i den mettede vandige saltoppløsning, xantomonasgummi, og en epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse hvori konsentrasjonen av xantomonasgummien er fra 0,5 til 5,7 kg/m<3> av brønnbehandlingsvæsken, og konsentrasjonen av den epiklorhydrinfornettede hydroksypropylstivelse er fra 0,7 til 42 kg/m<3> av brønnbehandlingsvæsken.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører også en brønnbehand-lingsvæske som er kjennetegnet ved at den omfatter en mettet vandig saltoppløsning av ett eller flere forlikelige salter valgt fra gruppen bestående av natriumklorid, kalsiumklorid, kaliumklorid, sinkklorid, natriumbromid, kalsiumbromid, kaliumbromid, sinkbromid, natriumsulfat, natriumkarbonat, natriumbikarbonat og kaliumkarbonat, et vannoppløselig partikkelformet salt som er uoppløselig i den mettede vandige oppløsning valgt fra gruppen bestående av natriumklorid, kalsiumklorid, kaliumklorid, sinkklorid, natriumbromid, kalsiumbromid, kaliumbromid, natriumsulfat, natriumkarbonat, natriumbikarbonat, kaliumkarbonat og blandinger derav, videre xantomonasgummi i en mengde på fra 0,7 til 4,3 kg/m<3> av brønnbehandlingsvæsken, og epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse i en mengde på fra 5,7 til 28,5 kg/m<3> av brønnbehandlingsvæsken, hvori konsentrasjonen av det vann-oppløselige partikkelformede salt er fra 10 til 850 kg/m<3> av brønnbehandlingsvæsken.
Videre vedrører den forelliggende oppfinnelse et tilsetningsmiddel for å meddele suspensjonsegenskaper og væsketapkontroll til brønnbehandlingsvæsker, som er kjennetegnet ved at det omfatter fra 2 til 86 vekt% xantomonasgumirti og fra 14 til 98 vekt% epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse.
I oppfinnelsens sammenheng er det funnet at brønnbehandlings-væsker omfattende en mettet vandig saltoppløsning hvori det er suspendert partikler av et vannoppløselig salt som er uopp-løselig i den mettede saltoppløsning og som inneholdt et xantomonas (xantan) gummi-suspensjonstilsetningsmiddel kan bli markert forbedret med hensyn til suspensjonskarakteristikker og væsketapkontroll ved innlemmelse deri av et tilsetningsmiddel som omfatter hydroksypropyleter av stivelse som er fornettet med epiklorhydrin. Videre fremviser blandinger av xantomonasgummi og epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelseseter, hvori xantomonasgummien utgjør fra 2 til 86 vekt% av den totale blanding og epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelseseter tilsvarende utgjør fra 14 til 86 vekt% av den totale blanding, uttalte suspensjonsegenskaper og væsketapkontroll i mettede saltoppløsninger i sammenligning med (1) xantomonasgummi alene, (2) den epiklorhydrinfornettede hydroksypropylstivelseseter alene, og (3) xantomonasgummi i kombinasjon med (a) ikke-fornettet hydroksypropylstivelseseter, og (b) hydroksypropylstivelseseter fornettet med andre multifunksjonelle fornettende tilsetningsmidler som f.eks. fosforoksyklorid.
Den mettede saltoppløsning i oppfinnelsens sammenheng tildannes ved å oppløse et salt eller blanding av salter i vann og vanligvis er den minste densitet av den mettede saltopp-løsning 1,2 g/cm<3>. I slike oppløsninger hvor det er ønskelig å anvende den foreliggende oppfinnelse med en densitet under 1,2 g/cm<3> kan den mettede saltoppløsning fortynnes med en eller annen passende substans som f.eks. olje. I tillegg kan densiteten av den mettede saltoppløsning økes ved tilsetning av et vektgivende middel til å gi en brønnbehandlingsvæske med tetningsmidler med densitet opp til 2,5 g/cm<3> eller høyere om dette ønskes. Ytterligere mengder av et vannoppløselig salt som er uoppløselig i den mettede saltoppløsning kan tilsettes for å øke densiteten etter ønske.
Den mettede saltoppløsning kan tildannes ved å oppløse et hvilket som helst passende salt eller blanding av forlikelige salter i vann. Noen salter som er generelt tilgjengelige og som kan anvendes inkluderer kaliumklorid, natriumklorid, kalsiumklorid, sinkklorid, kaliumbromid, natriumbromid, kalsiumbromid, sinkbromid, natriumsulfat, natriumkarbonat, kaliumkarbonat og natriumbikarbonat. Foretrukne salter er natriumklorid, kalsiumklorid, kaliumklorid, natriumbromid,, kalsiumbromid, kaliumbromid og sinkbromid.
Et hvilket som helst oppløselig salt som er uoppløselig i den mettede saltoppløsning kan anvendes. Enkelte salter som er generelt tilgjengelige inkluderer natriumklorid, kalsiumklorid, kaliumklorid, natriumsulfat, natriumkarbonat, natriumbikarbonat, kaliumkarbonat og kalsiumbromid. En blanding av salter kan om ønsket anvendes. Foretrukket er natriumklorid og kalsiumklorid.
Partikkelstørrelsen av det vannoppløselige salt er generelt fra 1 Jim til 2000 Jim avhengig av den spesielle bruk av brønn-behandl ingsvæsken. Når således det partikkelformede vannopp-løselige salt tilsettes for å øke densiteten av væsken vil det være desto lettere å suspendere dette jo mindre partikkelstør-relsen av saltet er. Som indikert i US patentskrift 4.046.197, Gruesbak et al., er det i dette tilfellet foretrukket å ha en gjenomsnittlig partikkelstørrelse på mindre enn 10 |im. Når det partikkelformede salt tilsettes for å danne en tetning og isolering overfor den underjordiske formasjon som er i kontakt med brønnbehandlingsvæsken, bør det partikkelformede salt ha en bred partikkelstørrelsesfordeling. Som omhandlet i US patentskrift 4.175.042, Mondshine, er et foretrukket partikkelstørrelsesområde fra 5 (im til 800 \ Lm idet mer enn 5 vekt% av partiklene er grovere enn 44 \ Lm. For gruspakkingsoperasjoner kan imidlertid mindre enn 5 vekt% av partiklene være større enn 44 jxm for en heldig gruspakking. En grovere partikkelstørrelse kan anvendes om dette behøves, særlig når anvendt som et tetningsmiddel for kontroll av tapt sirkulasjon i formasjoner med høyere permeabilitet. I formasjoner med ekstrem høy permeabilitet, frakturerte formasjoner, eller formasjoner av druseromtyper, bør partik-kelstørrelsen utvides til å inkludere partikler så store som 2000 \ im for effektiv tetting.
Mengden av det partikkelformede vannoppløselige salt vil variere i avhengighet av oppnåelse av den ønskede virkning. Således kan konsentrasjoner så høye som 850 kg/m<3> brønnbe-handl ingsvæske være nødvendig for å oppnå den ønskede densitet. For tetting vil det vanligvis være nødvendig med konsentrasjoner fra omtrent 10 kg/m<3> til omtrent 150 kg/m<3 >brønnbehandlingsvæske.
Den mettede saltoppløsning med saltpartiklene deri må inneholde et tilsetningsmiddel for å opprettholde saltpartiklene i suspensjon og et tilsetningsmiddel for å tilveiebringe et lavt væsketap for brønnbehandlingsvæsken.
Det er i oppfinnelsens sammenheng funnet at en xantomonasgummi og en epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelseseter kombinerer synergistisk til å tilveiebringe suspensjons- og væsketapkontroll til mettede saltoppløsninger inneholdende partikler av vannoppløselige salter deri.
Xantomonasgummi fåes i handelen. Den er et hyppig anvendt viskositetsøkende middel og suspensjonsmiddel i en rekke væsker. Xantomonasgummi kan fremstilles ved gjæring av karbo-hydrater med bakterier av slekten Xanthomonas. Representative for disse bakterier er Xanthomonas campestris, Xanthomonas phaseoli, Xanthomonas mulvacearn, Xanthomonas carotoe, Xanthomonas translucens, Xanthomonas hederae og Xanthomonas papavericoli. Gummien fremstilt av bakterien Xanthomonas campestris foretrekkes for oppfinnelsens formål. Gjæringen innbefatter vanligvis inokulering av en gjærbar væske inneholdende et karbohydrat, forskjellige mineraler og en nitro-gengivende forbindelse. Et antall modifikasjoner i gjærings-prosedyren og etterfølgende behandling anvendes kommersielt. På grunn av en rekke forskjellige gjæringsteknikker og for-skjellen i behandlingsoperasjoner etter gjæringen vil forskjellige produksjonsmengder av xantomonasgummi ha noe forskjellig oppløselighet og viskositetsegenskaper. Xantomonasgummier som er anvendbare ved utøvelse av foreliggende oppfinnelse er forholdsvis hydratiserbare xantomonasgummier.
Koloidet er en polymer inneholdende mannose, glukose, gluku-ronsyresalter som kaliumglukuronat, natriumglukuronat og lignende, og acetylradikaler. Andre xantomonasbakterier er blitt funnet som frembringer den hydrofile gummi og hvilke som helst av xantangummiene og deres derivater kan anvendes ved den foreliggende oppfinnelse.
Xantang-ummi er et lineært polysakarid med høy molekylvekt som er lettoppløselig i vann til å danne en viskøs væske. Eksempler på xantangummier som kan anvendes er en industri-kvalitet av xantangummi som selges av Kelco Company under betegnelsen "Kelzan XC" xantangummi. Xantangummi øker gel-styrken av væsken uten i særlig grad å øke dens viskositet.
Stivelsesderivatet anvendt ved den foreliggende oppfinnelse er en spesiell fornettet hydroksypropyleter som når den kombi-neres med xantomonasgummi i en mettet saltoppløsning inneholdende vannoppløselige saltpartikler synergistisk nedsetter væsketap og øker suspensjonsegenskapene av den resulterende brønnbehandlingsvæske.
Stivelse er en naturlig polymer inneholdende rikelige hydroksylgrupper. Hver anhydroglukoseenhet inneholder to sekundære hydroksylgrupper og en stor mengde inneholder primære hydroksylgrupper. Disse hydroksylgrupper er potensielt i stand til å reagere med hvilke som helst kjemikalier som er i stand til å reagere med alkoholiske hydroksylgrupper. Dette vil inkludere en rekke forskjellige forbindelser som syreanhydrider, organiske klorforbindelser, aldehyder, epoksyforbindelser, etylenforbindelser, etc. Når de spesifikke kjemikalier inneholder to eller flere deler som kan reagere med hydroksylgrupper, er det mulighet for å omsette to forskjellige hydroksylgrupper og dette resulterer i fornetning mellom hydroksylgruppene på det samme molekyl eller på forskjellige molekyler.
Reaksjonsbetingelsene anvendt ved fremstilling av fornettede stivelser varierer i sterk grad avhengig av det spesifikke bi-el ler polyfunksjonelie reagens som anvendes for fornettingen. Generelt blir de fleste reaksjoner gjennomført i vandige suspensjoner av stivelse ved temperaturer fra romtemperatur opp til 50°C. Ofte anvendes et alkali som f.eks. natrium-hydroksyd for å fremme reaksjonen. Reaksjonene gjennomføres vanligvis under nøytrale til ganske alkaliske betingelser, men under det nivå som vil peptisere eller svelle stivelsen. Hvis fornetningsreaksjonen gjennomføres i en vandig suspensjon av stivelse, når det ønskede nivå av fornetting (vanligvis som målt ved en eller annen type av viskositets- eller reologi-test) er oppnådd blir stivelsessuspensjonen nøytralisert og stivelsen filtreres og vaskes for å fjerne salter, eventuelle ureagerte reagenser og andre forurensninger fremstilt ved bireaksjoner av det fornettende reagens med vann. US patent nr. 2.500.950, Konigsberg, lærer fornetting av stivelse med epoksyhalogenforbindelser som f.eks. epiklorhydrin.
Stivelseskjemien og fremstillingen av en rekke forskjellige derivater er velkjent. En nyere bok med tittel "Modified Starches: Properties and Uses" av O.B. Wurzburg, 1986 (CRC Press, Inc. Boca Raton, Florida, USA) er en utmerket kilde for informasjon vedrørende fremstilling av stivelsesderivater. Med hensyn til fremstillingen av epiklorhydrinfornettede hydroksypropyleterstivelser som anvendes ved oppfinnelsen erkapitlene "Crosslinked Starches" og "Hydroxypropylated Starches" særlig aktuelle.
Det foretrekkes at stivelsen for bruk ved den foreliggende oppfinnelse fornettes med epiklorhydrin i en basisk vandig stivelsessuspensjon ved en temperatur og i løpet av en tidsperiode slik at Brabender-viskositeten av suspensjonen er i området 50 til 100 % av den maksimale viskositet som kan oppnås i stivelsessuspensjonen, bestemt eksperimentelt, mest foretrukket fra 75 til 100 % av den maksimale viskositet. Viskositeten vil variere ved mengden av fornetting og test-betingelsene, det vil si temperatur, konsentrasjoner, etc. En viskositetstopp indikerer maksimal fornetting. Når den ønskede viskositet er nådd avsluttes fornettingsreaksjonen.
Et Brabender viskosimeter er et standard viskosimeter som er tilgjengelig på det åpne marked og vel kjent for den fag-kyndige på området.
Den epiklorhydrinfornettede stivelse omsettes så med propylenoksyd for å danne hydroksypropyleteren. Reaksjonen mellom propylenoksyd og stivelse er basekatalysert. Vandige slurry-reaksjoner blir generelt katalysert ved 0,5 til 1 % natrium-hydroksyd basert på den tørre vekt av stivelsen. Natriumsulfat eller natriumklorid kan tilsettes fra å hindre stivelsen fra å svelle under reaksjonen med propylenoksydet. Reaksjonstemperaturer er generelt i området 37,7 til 51,7°C. Propylenoksydnivåer er generelt fra 1 til 10 % basert på den tørre vekt av stivelsen. PropylenoksydstiveIsessreaksjoner tar omtrent 24 timer for fullføring under de beskrevne betingelser og er omtrent 60 % effektive med hensyn til propylenoksydet. Det foretrekkes at den epiklorhydrinfornettede hydroksypropylstivelseseter inneholder fra 0,5 til 5 % reagert propylenoksyd basert på den tørre vekt av stivelsen.
Andre metoder for fremstilling av epiklorhydrinfornettede stivelser og hydroksypropylstivelsesetere er vel kjent på området.
Brønnbehandlingsvæskene i samsvar med oppfinnelsen omfattende en mettet vandig saltoppløsning med vannoppløselige saltpartikler suspendert deri vil inneholde en mengde xantomonasgummi og epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse til effektivt å suspendere det vannoppløselige salt og effektivt nedsette væsketap av væsken. Generelt anvendes xantomonasgummien i konsentrasjoner fra 0,5 til 5,7 kg pr. m<3> brønnbehandlings-væske, og det epiklorhydrinfornettede hydroksypropylstivelsesderivat anvendes i konsentrasjoner fra 0,7 til 42 kg pr. m<3> brønnbehandlingvæske. Foretrukket vil konsentrasjonen av xantomonasgummi være fra 0,7 til 4,3 kg pr. m<3> brønnbehand-lingsvæske og konsentrasjonen av epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse vil være fra 5,7 til 28,5 kg pr. m<3 >brønnbehandlingsvæske.
Det foretrekkes ved utøvelsen av oppfinnelsen at xantomonasgummien og den epiklorhydrinfornettede hydroksypropylstivelseseter blir blandet sammen og anvendt som et tilsetningsmiddel til mettede vandige saltoppløsninger. Tilsetningsmiddelblandingen omfatter fra 2 til 86 vekt% xantomonasgummi og fra 14 til 98 vekt% epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse. Ved en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen omfatter tilsetningen fra 3 til 30 vekt% xantomonasgummi og fra 70 til 97 vekt% epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse. Tilsetningsmiddelblandingen kan suspenderes i en passende væske som ikke har noen særlig svellende virkning på tilsetningsmiddelblandingen for å fremstille et flytende konsentrat for lett håndtering, hvilket er vel kjent på området.
Tilsetningsmiddelblandingen anvendes i den mettede vandige saltoppløsning i en effektiv mengde som vil tilveiebringe de ønskede suspensjonsegenskaper og væsketapegenskaper til væsken. Denne mengde vil variere i avhengighet av sammensetningen av blandingen, sammensetningen og typen av den mettede vandige saltoppløsning, partikkelstørrelsesfordelingen og mengden av vannoppløselige saltpartikler suspendert i den mettede oppløsning. Som en generell iaktagelse oppnås god suspensjon og væsketapreduksjon med en effektiv mengde på fra 5,7 til 42 kg pr. m<3> brønnbehandlingsvæske. Foretrukket anvendes fra 8,5 til 28,5 kg tilsetningsmiddelblanding pr. m<3 >væske. Økonomiske betraktninger og reologiske egenskaper vil vanligvis bestemme de øvre anvendte konsentrasjoner, mens de reologiske egenskaper og væsketapreduksjon vanligvis vil bestemme de nedre konsentrasjoner som anvendes.
Ytterligere kan xantomonasgummien og den epiklorhydrinfornettede hydroksypropylstivelseseter sammenblandes med et passende vannoppløselig salt med en partikkelstørrelse i område fra 1 (im til 2000 \ lm.
En foretrukket blanding omfattende (1) xantomonasgummi, (2) epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse og (3) vann-oppløselig salt omfatter fra 0,025 til 2,5 vekt% xantomonasgummi, fra 2 til 8 vekt% epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelseseter, og fra 89,5 til 98 vekt% vannoppløselig- salt med en bestemt partikkelstørrelsesfordeling i området fra 1 fim til 2 000 fim, som tidligere angitt. Denne blanding tilsettes til en mettet saltoppløsning i en effektiv mengde til å gi tilstrekkelig suspensjon av de vannoppløselige saltpartikler, tilveiebringe den ønskede væsketapkontroll og tilveiebringe den ønskede densitet til brønnbehandlingsvæskene.
Xantomonasgummien og den epiklorhydrinfornettede hydroksypropylstivelse virker sammen i den mettede vandige saltopp-løsning til å tilveiebringe suspensjon og væsketapkontroll. Selv om den mekanisme hvormed disse to polymerer virker sammen ikke er kjent, er samvirkningen enestående ved at xantomonasgummi i kombinasjon med andre stivelsesderivater som for eksempel ikke-fornettet hydroksypropylstivelse, fosforoksy-kloridfornettet hydroksypropylstivelse, fornettet hydroksy-etylstivelse og lignende ikke fremviser den suspensjonsevne og væsketapkontroll som fremvises ved kombinasjonen av xantomonasgummi og epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse.
De følgende eksempler beskriver oppfinnelsen og angir de hittil beste metoder for utførelse av oppfinnelsen.
I de data som fremlegges i de etterfølgende tabeller anvendes følgende enheter:
Plastisk viskositet = mPa-s,
flytegrense = kg/m<2>,
gelstyrke = kg/m<2>,
sprutetap = cm<3>,
filtrat = cm<3>.
Alle reologidata ble bestemt ved hjelp av American Petroleum Institue standard API RP 13B. Alle filtreringsdata ble oppnådd ved hjelp av en modifisert API filtreringstest. Til en API høytemperatur-filtreringscelle med fjernbare endeplater tilsettes således en netting med åpninger på 44 jim. Det tilsettes da enten 67,5 gram eller 135 gram av en sand med bestemt partikkelstørrelse for å frembringe enten et 1,5 cm sandlag eller et 3,0 cm sandlag. Sanden med bestemt partik-kelstørrelse har partikkelstørrelse slik at all sanden passerer gjennom en sikt med åpninger på 177 [lm og tilbake-holdes på en sikt med åpninger på 125 {lm. Væsken som testes helles langs den indre kant av filtreringscellen slik at sandlaget forstyrres. Filtreringstesten gjennomføres så i 30 minutter ved den ønskede temperatur under en trykkforskjell på 17,59 kg/cm<2> tilført ved hjelp av nitrogen.
Eksempel 1
En brønnbehandlingsvæske med densitet 1,44 g/cm<3> ble fremstilt ved å tilsettes 262,5 cm<3> mettet natriumkloridoppløsning,
0,6 g xantomonasgummi, 7,0 g av en epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse og 190 g natriumklorid med en partik-kelstørrelse slik at omtrent 90 % passerer gjennom en sikt med åpninger på 44 |im. Denne brønnbehandl ingsvæske inneholdt således 1,71 kg/m<3> xantomonasgummi, 20 kg/m<3> epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse, og 543 kg/m<3> av NaCl-partiklene med bestemt partikkelstørrelse. Brønnbehandlingsvæsken ble testet med hensyn til reologi- og filtreringsegenskaper. De oppnådde data er gitt i tabell I.
Denne prøve av epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse ble fremstilt ved å omsette epiklorhydrin i en basisk suspensjon av voksaktig maisstivelse inntil viskositeten nådde omtrent 90 % av den maksimalt oppnåelige viskositet, og deretter omsetning av den fornettede stivelse med propylenoksyd slik at dette stivelsesderivat inneholdt omtrent 1,3 vekt% reagert propylenoksyd.
Eksempel 2
Eksempel 1 ble gjentatt med unntagelse av at prøven av epi-klorhydrinf ornettet hydroksypropylstivelse ble fremstilt ved å omsette epiklorhydrin i en basisk suspensjon av stivelse inntil viskositeten nådde sin maksimale verdi, og deretter ble den epiklorhydrinfornettede stivelse omsatt med propylenoksyd slik at dette stivelsesderivat inneholdt omtrent 1,2 vekt% reagert propylenoksyd.
Data oppnådd for denne brønnbehandlingsvæske er gitt i tabell
I.
Sammenligninqseksempler A, B og C
Eksempel 1 ble gjentatt med unntagelse av at stivelsesderivatet som ble anvendt var som følger: Eksempel A: Voksaktig maisstivelse fornettet med fosforoksyklorid inntil maksimal viskositet var oppnådd, og deretter omsetning med propylenoksyd inntil omtrent 1,2 vekt% propylenoksyd var tilstede i stivelsesderivatet.
Eksempel B: Voksaktig maisstivelse omsatt med propylenoksyd inntil omtrent 1,2 vekt% propylenoksyd var tilstede i stivelsesderivatet .
Eksempel C: Voksaktig maisstivelse omsatt med propylenoksyd inntil omtrent 1,5 vekt% propylenoksyd var tilstede i stivelsesderivatet .
Data oppnådd for disse brønnbehandlingsvæsker, som ikke er eksempler på den foreliggende oppfinnelse, er gitt i tabell I.
Eksempel 3
En brønnbehandlingsvæske med densitet 1,26 g/cm<3> ble fremstilt ved sammenblanding av 329 cm<3> mettet NaCl-oppløsning, 1 g xantomonasgummi, 3 g epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse fra eksempel 2, og 46 g natriumklorid med partikkel-størrelse slik at omtrent 90 % passerte gjennom en sikt med åpninger på 44 \ im. Denne brønnbehandl ingsvæske inneholdt således 2,87 kg/m<3> xantomonasgummi, 8,57 kg/m<3> epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse, og 131 kg/m<3> av NaCl-partiklene med den angitte partikkelstørrelse.
Denne brønnbehandlingsvæske ble testet for reologiske og filtreringsegenskaper. Væsken ble så varmrullet i en ovn i 16 timer ved 65,5°C og testet på nytt. En ytterligere prøve av væsken ble statisk aldret ved 93,3°C i 16 timer og testet. De oppnådde data er gitt i tabell II.
Eksempel 4
Brønnbehandlingsvæsker ble fremstilt i en mettet NaCl-opp-løsning slik at brønnbehandlingsvæskene inneholdt 91,4 kg/m<3>
natriumklorid og mengdene av xantomonasgummi og epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse i eksempel 2 som er indikert i tabell III. Brønnbehandlingsvæskene ble statisk aldret i 16 timer ved 93,3°C og testet med hensyn til reologiske og filtreringsegenskaper. De oppnådde data er gitt i tabell III.
Sammenliqningseksempel D
En brønnbehandlingsvæske ble fremstilt og testet som i eksempel 4, med unntagelse av at væsken ikke inneholdt noe xantomonasgummi. De oppnådde data er gitt i tabell III.
Semmenliqninqseksempel E
En brønnbehandlingsvæske ble fremstilt og testet som i eksempel 4, med unntagelse av at væsken ikke inneholdt noe epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse. De oppnådde data er gitt i tabell III.
Eksempel 5
Forskjellige blandinger av xantomonasgummi og den epiklorhydrinfornettede hydroksypropylstivelse i eksempel 2 ble fremstilt som angitt i tabell IV. Brønnbehandlingsvæsker ble fremstilt i mettet NaCl-saltoppløsning fra disse tilsetnings-middelblandinger med sammensetningen angitt i tabell IV. Væskene ble testet med hensyn til reologiske og filtreringsegenskaper før og etter varmrulling i en ovn ved 76,7°C i 16 timer. De oppnådde data er gitt i tabell IV.
Eksempel 6
En brønnbehandlingsvæske ble fremstilt som i eksempel 3. Denne væske ble statisk aldret ved 87,8°C i 16 timer og iakttatt med hensyn til suspensjon av saltpartiklene. Væsken var homogen og indikerte utmerket suspensjonsegenskaper.
Sammenliqninqseksempler F, G, H og I
Brønnbehandlingsvæsker ble fremstilt som i eksempel 6 med unntagelse av at den epiklorhydrinfornettede hydroksypropylstivelse ble erstattet med andre stivelsesprodukter eller utelatt. Disse væsker ble bedømt som i eksempel 6, med de følgende resultater: Eksempel F - forgelatinert stivelsestilsetningsmiddel - avsetning av partikler.
Eksempel G - den fosforoksykloridfornettede hydroksypropylstivelse i eksempel A - delvis avsetning av partiklene, hard sammenpakking på bunnen av beholder;
Eksempel H - den ikke-fornettede hydroksypropylstivelse i eksempel B - delvis avsetning av partikler, hard sammenpakking på bunnen av beholderen;
Eksempel I - ikke noe stivelsesderivat - avsetning av partikler.
Oppfinnelsen kan anvendes for de forskjellige operasjoner ved komplettering og vedlikehold hvor det kreves densiteter over 1,2 g/cm<3>. Slike anvendelser inkluderer: A. Kompletterings- og vedlikeholdssystemer med væsketapkontroll .
B. Tetningsvæsker for kontroll av trykket.
C. Midler for tapt sirkulasjon for å forhindre tap av saltoppløsninger.
a. Ukonsoliderte sandlag.
b. Mikrofrakturer.
c. Massive frakturer og druseromformasjoner.
D. Deponerings- og injeksjonsbrønner.
E. Boring i produktive formasjoner.
a. Nedsettelse av skade på formasjoner til et minimum. b. Beskyttelse av vann- og oljefølsomme formasjoner.
c. Eliminering av faststoffinntrengning.
d. Styring av vanninntrengning.
F. Perforering.
a. Midler mot sirkulasjonstap ved etterperforering.
b. Perforeringsvæsker for å forhindre inntrengning ved overbalansert perforering.
G. Gruspakking
a. Boring med større diameter nederst i brønnen.
b. Sandvasking av perforeringer i forede hull.
c. Plastifiseringsmiddel for to-trinns grusanbringelse. d. Stabilisering av brønner boret nederst med større diameter eller sandvasket borehull for anbringelse av produksj onsgitter.
e. Grusbærende væske.
f. Anbringelse av midler for å kontrollere tap av klare oppløsninger under grusanbringelse.
H. Frakturering.
a. Styring av væsketap.
b. Spredning for syrebehandling.
Brønnbehandlingsvæsker i samsvar med oppfinnelsen kan inneholde andre konvensjonelle brønnboringstilsetningsmidler etter ønske, som for eksempel olje, viskositetsøkende midler som hydroksyetylcellulose, karboksymetylcellulose og andre gummier, lignosulfonatsalter som kalsium- eller kromligno-sulfonater, emulgeringsmidler, vektgivende midler, korrosjons-inhibitorer, kalsiumkarbonat, magnesiumoksyd, andre stivelsesderivater og lignende, som er vel kjent på området.

Claims (8)

1. Brønnbehandlingsvæske, karakterisert ved at den omfatter en mettet vandig saltoppløsning, et vannoppløselig partikkelformet salt som er uoppløselig i den mettede vandige saltoppløsning, xantomonasgummi, og en epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse hvori konsentrasjonen av xantomonasgummien er fra 0,5 til 5,7 kg/m<3> av brønnbehandlingsvæsken, og konsentrasjonen av den epiklorhydrinfornettede hydroksypropylstivelse er fra 0,7 til 42 kg/m<3> av brønnbehandlingsvæsken.
2. Brønnbehandlingsvæske som angitt i krav 1, karakterisert ved at konsentrasjonen av det vannoppløselige partikkelformede salt er fra 10 til 850 kg/m<3 >av brønnbehandlingsvæsken.
3. Brønnbehandlingsvæske som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at den mettede vandige saltoppløsning er mettet vandig natriumkloridoppløsning, og hvori det vannoppløselige partikkelformede salt er natriumklorid.
4. Brønnbehandlingsvæske som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at den epiklorhydrinfornettede hydroksypropylstivelse er fornettet i den grad at viskositeten av stivelsen i vandig suspensjon er i området 50 til 100 % av den maksimale viskositet som kan oppnås i den vandige suspensjon.
5. Brønnbehandlingsvæske, karakterisert ved at den omfatter en mettet vandig saltoppløsning av ett eller flere forlikelige salter valgt fra gruppen bestående av natriumklorid, kalsiumklorid, kaliumklorid, sinkklorid, natriumbromid, kalsiumbromid, kaliumbromid, sinkbromid, natriumsulfat, natriumkarbonat, natriumbikarbonat og kaliumkarbonat, et vannoppløselig partikkelformet salt som er uoppløselig i den mettede vandige oppløsning valgt fra gruppen bestående av natriumklorid, kalsiumklorid, kaliumklorid, sinkklorid, natriumbromid, kalsiumbromid, kaliumbromid, natriumsulfat, natriumkarbonat, natriumbikarbonat, kaliumkarbonat og blandinger derav, videre xantomonasgummi i en mengde på fra 0,7 til 4,3 kg/m<3> av brønnbehandlingsvæsken, og epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse i en mengde på fra 5,7 til 28,5 kg/m<3> av brønnbehandlingsvæsken, hvori konsentrasjonen av det vann-oppløselige partikkelformede salt er fra 10 til 850 kg/m<3> av brønnbehandlingsvæsken.
6. Tilsetningsmiddel for å meddele suspensjonsegenskaper og væsketapkontroll til brønnbehandlingsvæsker, karakterisert ved at det omfatter fra 2 til 86 vekt% xantomonasgummi og fra 14 til 98 vekt% epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse.
7. Tilsetningsmiddel som angitt i krav 6, karakterisert ved at det inneholder fra 3 til 30 vekt% xantomonasgummi og fra 70 til 97 vekt% epiklor-hydrinf ornettet hydroksypropylstivelse.
8. Tilsetningsmiddel som angitt i krav 6 eller 7, karakterisert ved at den epiklorhydrinfornettede hydroksypropylstivelse er fornettet i den utstrekning at viskositeten av stivelsen i vandig suspensjon er i området 75 til 100 % av den maksimale viskositet som kan oppnås i den vandige suspensjon, og hvori den epiklorhydrinfornettede hydroksypropylstivelse inneholder fra 0,5 til 5 % reagert propylenoksyd basert på den tørre vekt av stivelsen.
NO890086A 1988-02-29 1989-01-10 Brönnbehandlingsvæske og tilsetningsmiddel NO177325C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US07/161,765 US4822500A (en) 1988-02-29 1988-02-29 Saturated brine well treating fluids and additives therefore

Publications (4)

Publication Number Publication Date
NO890086D0 NO890086D0 (no) 1989-01-10
NO890086L NO890086L (no) 1989-08-30
NO177325B true NO177325B (no) 1995-05-15
NO177325C NO177325C (no) 1995-08-23

Family

ID=22582625

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO890086A NO177325C (no) 1988-02-29 1989-01-10 Brönnbehandlingsvæske og tilsetningsmiddel

Country Status (5)

Country Link
US (1) US4822500A (no)
EP (1) EP0331277B1 (no)
CA (1) CA1316340C (no)
DE (1) DE68905846T2 (no)
NO (1) NO177325C (no)

Families Citing this family (98)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20060094089A1 (en) * 1988-09-07 2006-05-04 Martek Biosciences Corporation Process for the heterotrophic production of microbial products with high concentrations of omega-3 highly unsaturated fatty acids
US5340742A (en) * 1988-09-07 1994-08-23 Omegatech Inc. Process for growing thraustochytrium and schizochytrium using non-chloride salts to produce a microfloral biomass having omega-3-highly unsaturated fatty acids
US4997581A (en) * 1988-11-14 1991-03-05 Nalco Chemical Company Additive and method for temporarily reducing permeability of subterranean formations
GB8926904D0 (en) * 1989-11-28 1990-01-17 Unilever Plc Thickening system
US4973410A (en) * 1989-11-29 1990-11-27 Air Products And Chemicals, Inc. Crosslinked vinylamine polymer in enhanced oil recovery
IL98414A (en) * 1991-06-07 1994-05-30 Bromine Compounds Ltd Process and fluids for the treatment of oil wells
US6410281B1 (en) * 1992-07-10 2002-06-25 Omegatech, Inc. Reducing corrosion in a fermentor by providing sodium with a non-chloride sodium salt
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
US5504062A (en) * 1992-10-21 1996-04-02 Baker Hughes Incorporated Fluid system for controlling fluid losses during hydrocarbon recovery operations
US5514644A (en) 1993-12-14 1996-05-07 Texas United Chemical Corporation Polysaccharide containing fluids having enhanced thermal stability
AU715752B2 (en) * 1994-03-25 2000-02-10 Texas United Chemical Company, Llc Well drilling and servicing fluids and methods of reducing fluid loss and polymer concentration thereof
US5629271A (en) * 1994-03-25 1997-05-13 Texas United Chemical Corporation Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing fluids
US5612293A (en) * 1994-12-22 1997-03-18 Tetra Technologies, Inc. Drill-in fluids and drilling methods
US5728652A (en) * 1995-02-10 1998-03-17 Texas United Chemical Company, Llc. Brine fluids having improved rheological charactersitics
US5616541A (en) * 1995-02-10 1997-04-01 Texas United Chemical Company, Llc. Low solids, high density fluids for well drilling
US5641728A (en) * 1995-02-10 1997-06-24 Texas United Chemical Company, Llc. Control of the fluid loss of well drilling and servicing fluids
US5602083A (en) * 1995-03-31 1997-02-11 Baker Hughes Inc. Use of sized salts as bridging agent for oil based fluids
US20080175953A1 (en) * 1995-06-07 2008-07-24 Martek Biosciences Corporation Process for the Heterotrophic Production of Microbial Products with High Concentrations of Omega-3 Highly Unsaturated Fatty Acids
US5888943A (en) * 1995-06-30 1999-03-30 Baroid Drilling Fluids, Inc. Drilling compositions and methods
US5728654A (en) * 1995-08-25 1998-03-17 Texas United Chemical Company, Llc. Stabilized fluids containing soluble zinc
GB9522075D0 (en) * 1995-10-27 1996-01-03 Mud B W Ltd Starch additive
US5582250A (en) * 1995-11-09 1996-12-10 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Overbalanced perforating and fracturing process using low-density, neutrally buoyant proppant
US6100222A (en) * 1996-01-16 2000-08-08 Great Lakes Chemical Corporation High density, viscosified, aqueous compositions having superior stability under stress conditions
US5785747A (en) * 1996-01-17 1998-07-28 Great Lakes Chemical Corporation Viscosification of high density brines
GB2315505B (en) * 1996-07-24 1998-07-22 Sofitech Nv An additive for increasing the density of a fluid and fluid comprising such additve
AU5587598A (en) * 1996-11-15 1998-06-03 Tetra Technologies, Inc. Clear brine drill-in fluid
US5851959A (en) * 1997-01-03 1998-12-22 Chemstar Products Company High temperature stable modified starch polymers and well drilling fluids employing same
US5804535A (en) * 1997-06-09 1998-09-08 Texas United Chemical Company, Llc. Well drilling and servicing fluids and methods of increasing the low shear rate viscosity thereof
US6180571B1 (en) 1997-07-28 2001-01-30 Monsanto Company Fluid loss control additives and subterranean treatment fluids containing the same
US6133203A (en) * 1998-04-02 2000-10-17 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluids and additives therefor
EP0949311A1 (en) * 1998-04-09 1999-10-13 Coöperatieve Verkoop- en Productievereniging van Aardappelmeel en Derivaten 'AVEBE' B.A. Drilling fluids
US6300286B1 (en) * 1999-08-05 2001-10-09 Texas United Chemical Company, L.L.C. Divalent cation-containing well drilling and service fluid
US6576597B2 (en) * 1999-08-05 2003-06-10 Texas United Chemical Company, Llc. Method of increasing the low shear rate viscosity and shear thinning index of divalent cation-containing fluids and the fluids obtained thereby
IT1313690B1 (it) * 1999-11-26 2002-09-09 Eni Spa Fluidi di perforazione non-danneggianti.
HUP0301794A3 (en) 2000-01-28 2011-04-28 Martek Biosciences Corp Enhanced production of lipids containing polyenoic fatty acids by high density cultures of eukaryotic microbes in fermentors
FR2805823B1 (fr) * 2000-03-02 2004-02-13 Inst Francais Du Petrole Additif reducteur de filtrat et fluide de puits contenant cet additif
US20080234148A1 (en) * 2001-07-11 2008-09-25 Baker Hughes Incorporated Method of Increasing pH of High-Density Brines
US20030020047A1 (en) * 2001-07-11 2003-01-30 Walker Michael L. Method of increasing pH of high-density brines
US20050153845A1 (en) * 2002-07-10 2005-07-14 Baker Hughes Incorporated Method of increasing pH of high-density brines
US6861394B2 (en) 2001-12-19 2005-03-01 M-I L.L.C. Internal breaker
US6976537B1 (en) 2002-01-30 2005-12-20 Turbo-Chem International, Inc. Method for decreasing lost circulation during well operation
US20030191029A1 (en) * 2002-03-28 2003-10-09 Elementis Specialties, Inc. Aqueous-based oil well drilling fluids containing high amylose starch polymers
US8541051B2 (en) * 2003-08-14 2013-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate
US7829507B2 (en) * 2003-09-17 2010-11-09 Halliburton Energy Services Inc. Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations
US7674753B2 (en) * 2003-09-17 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations
US7833944B2 (en) 2003-09-17 2010-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications
US7195068B2 (en) * 2003-12-15 2007-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations
AU2005250481B2 (en) 2004-06-03 2009-10-08 M-I L.L.C. The use of sized barite as a weighting agent for drilling fluids
US7621334B2 (en) 2005-04-29 2009-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods
US7547665B2 (en) * 2005-04-29 2009-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods
US7475728B2 (en) * 2004-07-23 2009-01-13 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and methods of use in subterranean formations
US20060046938A1 (en) * 2004-09-02 2006-03-02 Harris Philip C Methods and compositions for delinking crosslinked fluids
US7413017B2 (en) * 2004-09-24 2008-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations
US7648946B2 (en) 2004-11-17 2010-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes in subterranean formations
US7553800B2 (en) * 2004-11-17 2009-06-30 Halliburton Energy Services, Inc. In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations
US20080009423A1 (en) * 2005-01-31 2008-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture
US20060169448A1 (en) * 2005-02-01 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations
US7497258B2 (en) * 2005-02-01 2009-03-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions
US7353876B2 (en) 2005-02-01 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations
US20060169450A1 (en) * 2005-02-02 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US20060172895A1 (en) * 2005-02-02 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US20070298977A1 (en) * 2005-02-02 2007-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US8598092B2 (en) * 2005-02-02 2013-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations
US20060172894A1 (en) * 2005-02-02 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US7506689B2 (en) * 2005-02-22 2009-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations
US7608567B2 (en) * 2005-05-12 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7662753B2 (en) * 2005-05-12 2010-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US20060276345A1 (en) * 2005-06-07 2006-12-07 Halliburton Energy Servicers, Inc. Methods controlling the degradation rate of hydrolytically degradable materials
EP1896548A1 (en) 2005-06-30 2008-03-12 M-I L.L.C. Fluid loss pills
US7484564B2 (en) * 2005-08-16 2009-02-03 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration
US7595280B2 (en) 2005-08-16 2009-09-29 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration
US20070049501A1 (en) * 2005-09-01 2007-03-01 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid-loss control pills comprising breakers that comprise orthoesters and/or poly(orthoesters) and methods of use
US7713916B2 (en) 2005-09-22 2010-05-11 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester-based surfactants and associated methods
US7461697B2 (en) 2005-11-21 2008-12-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of modifying particulate surfaces to affect acidic sites thereon
US7431088B2 (en) * 2006-01-20 2008-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of controlled acidization in a wellbore
US7608566B2 (en) 2006-03-30 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use
US20080026960A1 (en) * 2006-07-25 2008-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
US8329621B2 (en) * 2006-07-25 2012-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
US7455112B2 (en) * 2006-09-29 2008-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the control of the rates of acid-generating compounds in acidizing operations
US7829506B1 (en) 2006-10-30 2010-11-09 Kamyar Tehranchi Clay stabilizing aqueous drilling fluids
US8450248B2 (en) * 2006-11-08 2013-05-28 Engenium Chemicals Corp. Oil well fracturing fluids
US7686080B2 (en) 2006-11-09 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-generating fluid loss control additives and associated methods
US8220548B2 (en) 2007-01-12 2012-07-17 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant wash treatment fluids and associated methods
US20090062157A1 (en) * 2007-08-30 2009-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions related to the degradation of degradable polymers involving dehydrated salts and other associated methods
AU2009204201B2 (en) 2008-01-10 2012-02-02 M-I L.L.C. Viscoelastic surfactant based wellbore fluids and methods of use
US20090197780A1 (en) * 2008-02-01 2009-08-06 Weaver Jimmie D Ultrafine Grinding of Soft Materials
US8006760B2 (en) 2008-04-10 2011-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Clean fluid systems for partial monolayer fracturing
US7906464B2 (en) * 2008-05-13 2011-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes
US7833943B2 (en) 2008-09-26 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Microemulsifiers and methods of making and using same
US20100230169A1 (en) * 2009-03-12 2010-09-16 Daniel Guy Pomerleau Compositions and methods for inhibiting lost circulation during well operations
US8082992B2 (en) 2009-07-13 2011-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fluid-controlled geometry stimulation
CN102659139B (zh) * 2012-04-18 2013-11-20 茫崖兴元钾肥有限责任公司 一种提取盐湖矿区深层晶间卤水的方法
US9816363B2 (en) 2013-05-17 2017-11-14 Superior Energy Services, Llc Polysaccharide delivery unit for wellbore treatment agent and method
US9750811B2 (en) 2015-09-15 2017-09-05 Boveda, Inc. Devices and methods for controlling headspace humidity and oxygen levels
US12098015B2 (en) 2016-10-12 2024-09-24 Boveda Inc. Device for controlling headspace humidity and methods for making the same
BR112019007417A2 (pt) 2016-10-12 2019-07-02 Boveda Inc conjunto de recipiente e fechamento com umidade predeterminada e método relacionado
US10711174B2 (en) 2016-12-05 2020-07-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Divalent brine fluids having improved rheology and multifunctional properties

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1499034A (en) * 1973-04-27 1978-01-25 Chem Additives Co Well bore fluids and methods for reducing water loss in subterranean formation
US3988246A (en) * 1974-05-24 1976-10-26 Chemical Additives Company Clay-free thixotropic wellbore fluid
US4046197A (en) * 1976-05-03 1977-09-06 Exxon Production Research Company Well completion and workover method
US4369843A (en) * 1976-10-26 1983-01-25 Texas Brine Corporation Well completion and work over method
US4175042A (en) * 1976-10-26 1979-11-20 Texas Brine Corporation Well completion and work over fluid and method of use
US4186803A (en) * 1976-10-26 1980-02-05 Texas Brine Corporation Well completion and work over method
US4427556A (en) * 1980-10-14 1984-01-24 Nl Industries, Inc. Dispersible hydrophilic polymer compositions
US4422947A (en) * 1980-12-19 1983-12-27 Mayco Wellchem, Inc. Wellbore fluid
CA1188878A (en) * 1981-11-16 1985-06-18 Michael J. Nevins Aqueous well drilling fluids

Also Published As

Publication number Publication date
US4822500A (en) 1989-04-18
DE68905846T2 (de) 1993-09-23
NO890086D0 (no) 1989-01-10
NO890086L (no) 1989-08-30
NO177325C (no) 1995-08-23
EP0331277A3 (en) 1991-01-30
EP0331277A2 (en) 1989-09-06
DE68905846D1 (de) 1993-05-13
EP0331277B1 (en) 1993-04-07
CA1316340C (en) 1993-04-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO177325B (no) Brönnbehandlingsvæske og tilsetningsmiddel
US6124244A (en) Clear brine drill-in fluid
CA2723591C (en) Methods and aqueous based wellbore fluids for reducing wellbore fluid loss and filtrate loss
US5684075A (en) Compositions comprising an acrylamide-containing polymer and process therewith
CA2314806C (en) Divalent cation-containing well drilling and servicing fluid
CA1242872A (en) Well drilling and production fluids employing parenchymal cell cellulose
EP0159313B1 (en) Well drilling, workover and completion fluids
NO172951B (no) Fremgangsmaate for gruspakking av underjordiske formasjoner
NO322730B1 (no) Fremgangsmate for a redusere filtreringstapet av bronnborings- og vedlikeholdsfluider, samt bronnborings- og vedlikeholdsfluider omfattende et tilsetningsstoff mot filtreringstap.
US6133203A (en) Drilling fluids and additives therefor
WO2016176646A1 (en) Self-crosslinking polymers and platelets for wellbore strengyhening
US7387985B2 (en) Monovalent cation-containing well fluids
RU2230092C2 (ru) Буровые растворы
AU2012203468B2 (en) Methods and aqueous based wellbore fluids for reducing wellbore fluid loss and filtrate loss
WO2016176641A1 (en) Self-crosslinking polymers for wellbore strengthening
MXPA00000600A (en) Fluids useful for oil mining comprising de-acetylated xanthane gum and at least one compound increasing the medium ionic strength

Legal Events

Date Code Title Description
MK1K Patent expired