NO20120438A1 - Oljebaserte borevæsker og blanding for bruk i oljebaserte borevæsker - Google Patents
Oljebaserte borevæsker og blanding for bruk i oljebaserte borevæsker Download PDFInfo
- Publication number
- NO20120438A1 NO20120438A1 NO20120438A NO20120438A NO20120438A1 NO 20120438 A1 NO20120438 A1 NO 20120438A1 NO 20120438 A NO20120438 A NO 20120438A NO 20120438 A NO20120438 A NO 20120438A NO 20120438 A1 NO20120438 A1 NO 20120438A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling fluid
- oil
- drilling fluids
- agent
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 96
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 93
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 25
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 claims abstract description 3
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 13
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 55
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 12
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 10
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- -1 SG 4.7-4.9) Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 6
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 5
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 5
- 208000005156 Dehydration Diseases 0.000 description 4
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 4
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L manganese oxide Inorganic materials [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 3
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LQKOJSSIKZIEJC-UHFFFAOYSA-N manganese(2+) oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Mn+2].[Mn+2].[Mn+2].[Mn+2] LQKOJSSIKZIEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 3
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 3
- 238000001935 peptisation Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052923 celestite Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 2
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 2
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 2
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical class C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004164 Wax ester Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 231100000584 environmental toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 238000007037 hydroformylation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 229920001600 hydrophobic polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011085 pressure filtration Methods 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007665 sagging Methods 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 235000019386 wax ester Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L71/00—Compositions of polyethers obtained by reactions forming an ether link in the main chain; Compositions of derivatives of such polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
- C08G65/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule
- C08G65/02—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule from cyclic ethers by opening of the heterocyclic ring
- C08G65/26—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule from cyclic ethers by opening of the heterocyclic ring from cyclic ethers and other compounds
- C08G65/2603—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule from cyclic ethers by opening of the heterocyclic ring from cyclic ethers and other compounds the other compounds containing oxygen
- C08G65/2606—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule from cyclic ethers by opening of the heterocyclic ring from cyclic ethers and other compounds the other compounds containing oxygen containing hydroxyl groups
- C08G65/2609—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule from cyclic ethers by opening of the heterocyclic ring from cyclic ethers and other compounds the other compounds containing oxygen containing hydroxyl groups containing aliphatic hydroxyl groups
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en oljebasert borevæske omfattende et vektmiddel hvor borevæsken inneholder alkoholetoksylater med en molekylvekt mellom 200 og 2000 Dalton som bionedbrytbart deflokkuleringsmiddel. Oppfinnelsen vedrører videre en tørr blanding for bruk i oljebaserte borevæsker omfattende et vektmiddel og et deflokkuleringsmiddel hvor deflokkuleringsmiddelet er alkoholetoksylat med en molekylvekt mellom 200 og 2000 Daltons.
Description
Teknisk område
Den foreliggende oppfinnelse vedrører ikke-vanndige borevæsker (NDF) og en blanding for bruk i ikke-vanndige borevæsker.
Bakgrunnsteknologi
Ved utvinning av olje og gass blir borevæsker generelt benyttet for å tjene bestemte funksjoner, slik som å løfte borepartikler til overflaten, smøring av boresegmenter, opprettholde trykket i brønnen, osv.
Det finnes to hovedklasser av borevæsker, vannbaserte og ikke-vanndige (oljebaserte) borevæsker. Oljebaserte borevæsker er også kjent som inverterte emulsjoner, og er basert på diesel eller mineralolje som kontinuerlig fase og inneholder viskositetsmodifiserende midler slik som organofil leire eller syntetiske polymerer, vanndig fase, normalt CaCfc brine, emulsifiserende midler og fuktemidler, fluid loss kontrollerende midler så som syntetiske hydrofobe polymerer eller gilsonitt eller asfalten og vektmidler, slik som et hvilket som helst partikulært materiale med en spesifikk vekt normalt >2g/cm<3>
De vanlig benyttede vektmidler for å kontrollere tettheten av borevæsker er baritt (BaS04, spesifikk vekt (SG) minimum 4,2) mangantetraoksid (Mn304, SG 4,7-4,9), kalsiumkarbonat (CaC03, SG 2,7-2,8), ilmenitt (FeTi03, SG 4,5-4,7) hematitt (Fe304, SG 4,9-5,2), sideritt (FeC03lSG 3,96), galena (PbS, SG 7,2-7,6), celestitt (SrS04, SG 3,96) og andre.
I oljebaserte borevæsker er vektmidlene dispergert i oljefasen ved hjelp av emulsifiserende middel og fuktemiddel. Vektmidler, særlig vektmidler med en gjennomsnittlig partikkelstørrelse <10u har en tendens til å agglomerere eller flokkulere og danne store agglomerater, særlig ved høye temperaturer over
>150°C og høy tetthet >1,6 SG. Slike agglomerater er uønsket fordi de endrer væskeegenskapene slik som reologi, filtrering og settling. For eksempel tenderer dannelse av agglomerater til å øke den plastiske viskositeten, yield stress og gelstyrke av fluidene og øker tap av væske til formasjonen. Betydelig flokkulering kan videre forårsake mange operasjonelle utfordringer slik som fastkiling av borerør, økning av motstanden mot rotasjon av borerøret, reduksjon av borehastigheten, ustabilt borehull og tap av
sirkulasjon. Slike utfordringer har en direkte innvirkning på den totale borekostnad. For å unngå slik dannelse av agglomerater tilsettes vanligvis et kjemisk middel, normalt kalt deflokkuleringsmiddel, dispergeringsmiddel eller tynner til borevæsken for å minimalisere partikkel-partikkel interaksjon.
Eksisterende deflokkuleringsmiddler slik som Omni_cote<®>fra Baker Hughes, Versathin™ HF fra Ml Swaco eller OMC™ fra Baroid har ulemper så som skadelig for miljøet eller at de ikke fungerer godt under varierende boreomstendigheter. Når det gjelder ekotoksitet har noen av disse produktene blitt identifisert som mulig miljøskadelige og disse deflokkuleringsmidlene er ikke eller tungt bionedbrytbare.
US patent 7,638,466 B2 beskriver en metode for boring av borehull i en underjordisk formasjon ved en temperatur i området mellom 4°C og 121°C.
Patentet beskriver bruk av ikke-ionisk overflateaktivt middel som tynner hvilket er fremstilt ved reaksjon av karboksylsyre med etylenoksid, propylen eller butylenoksider.
US patent 7,871,962 B2 beskriver en borevæske med flat reologi ved bruk av polykarboksylfettsyre som reologimodifiserende middel.
I tillegg til å være bionedbrytbar må deflokkuleringsmiddelet oppfylle en rekke betingelser. Det må være kompatibelt med mineralolje, det må være stabilt ved en temperatur av opp til minst 200°C og gi en tilfredstillende reologi for borevæsker ved forskjellige temperaturer.
Det er således et behov for oljebaserte borevæsker inneholdende deflokkuleringsmidler som er bionedbrytbare, er kompatible med mineralolje, fuktemidler og andre tilsetningsmidler som normalt anvendes i oljebaserte borevæsker og være termisk stabile opp til minst 200°C.
Beskrivelse av oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelse vedrører således en oljebasert borevæske omfattende et vektmiddel, hvilken borevæske inneholder alkoholetoksylater med en molekylvekt mellom 200 og 2000 Dalton som et deflokkuleringmiddel.
Alkoholetoksylatene har fortrinnsvis en molekylvekt mellom 300 og 600 Dalton.
Borevæsken inneholder fortrinnsvis 1 til 15 g/l av alkoholetoksylat og mer foretrukket mellom 1,5 og 9 g/l av alkoholetoksylat.
Oppfinnelsen vedrører videre en tørr blanding for bruk i oljebaserte borevæsker omfattende et vektmiddel og et deflokkuleringsmiddel hvor deflokkuleringsmiddelet er alkoholetoksylat med en molekylvekt mellom 200 og 2000 Dalton.
Alkoholetoksylatet har fortrinnsvis en molekylvekt mellom 300 og 600 Dalton.
Alkoholetoksylatet kan være av ikke-ionisk, anionisk eller kationisk karakter og kan bli benyttet enten i en av de ovennevnte former eller som en blanding av forskjellige former, og kan benyttes i oljebaserte borevæsker inneholdende vektmidler så som mangantetraoksid, baritt, hematitt, ilmenitt og andre.
Den tørre blandingen omfatter 0,02-2,0 vekt % alkoholetoksylat basert på vekten av vektmiddelet og mer foretrukket 0,02-1,0 vekt% alkoholetoksylat basert på vekten av vektmiddel. En mengde mellom 0,06 og 0,3 vekt% basert på vekten av vektmiddelet er særlig foretrukket.
Ved bruk av den tørre blandingen i henhold til den foreliggende oppfinnelse er det enkelt å tilsette vektmiddel og deflokkuleringsmiddel til oljebaserte borevæsker og derved sikre at flokkulering og dannelse av agglomerater unngås.
Alkoholetoksylatene er bionedbrytbare, er stabile ved høye temperaturer opp til og over 200°C og gir tilfredstillende reologi og viser gode filtrerings- og settlingsegenskaper for de oljebaserte borevæskene.
Når alkoholetoksylat tilsettes separat under fremstilling av borevæsken er det ingen spesiell sekvens for tilsetning av alkoholetoksylat. Det kan tilsettes etter tilsetning av emulsiferende midler, vann, viskositetsregulerende middel og fluid loss regulerende middel og før tilsetning av vektmiddel. Det kan også tilsettes etter at borevæsken er ferdig blandet.
Ved fremstilling av den tørre blandingen av vektmiddel og alkoholetoksylat blir alkoholetoksylat fortrinnsvis sprayet på overflaten av vektmiddelpartiklene.
Fremstilling av noen av alkoholetoksylatene som benyttes i den foreliggende oppfinnelse er beskrevet i WO2005/085321.
De ikke-ioniske alkoholetoksylatene kan beskrives med den følgende generelle formel.
RO kan fremstilles fra en blanding av alkoholer ROH og alkylgruppen (R) kan være lineær eller forgrenet.
R<1>og R<2>kan være H eller en alifatisk hydrokarbonkjede (lineær eller forgrenet).
X,Y og Z er uavhengige og kan ha verdier fra 1 til 20.
En generell formel for anioniske alkoholetoksylater kan ilustreres som følger:
R=lineaær alkyl, forgrenet alkyl eller alkylaryl, x kan ha verdi fra 1 til 20 og
R<1>= H eller CH3.
Alkoholene som benyttes ved fremstilling av både alkoholetoksylater og karboksymetylert alkoholetoksylat kan være; 1) fettsyrealkoholer utvunnet fra fettsyretriglyserider eller voksestere; 2) alkoholer fremstilt ved hydroformylering av olefiner fremstilt ved Fischer-Tropsch prosessen fra karbonmonoksid (CO) og hydrogen (H2) gass; 3) alkoholer fremstilt fra petrokjemiske kilder ved bruk av Ziegler prosessen eller ved Shell høyere olefin prosess etc.
Flere detlajer om ikke-ioniske og anioniske alkoholetoksylater kan finnes i US patentsøknad 2008/0207494.
Bionedbrytningsgraden av alkoholetoksylater ved enden av 10-dagers vinduet i henhold til OECD 301B standard Biogradation Test Protocol bør være minst
>20%, fortrinnsvis mer enn 40% og mer foretrukket over 60%.
Eksempel 1.
Fire oljebaserte borevæsker for bruk ved høyt trykk og høy temperatur (HPHT) ble fremstilt inneholdende forskjellige deflokkuleringsmidler. Sammensetningen av de fire borevæskene A,B,C og D er vist i Tabell 1. Alle fire borevæskene hadde en spesifikk vekt på 2,1.
Fremstilling og testing av borevæskene ble utført i henhold til API 13B standard.
Sammensetningen av borevæskene er identiske bortsett fra deflokkuleringsmiddelet som ble benyttet. I borevæske A ble det benyttet et konvensjonelt ikke-bionedbrytbar polyolefin/organisk sulfonat deflokkuleringsmiddel fra Baker Hughes som selges under varemerket Omni-Cote<®>.
I borevæske B ble det benyttet et bionedbrytbart alkoholetoksylat sammensatt av en alkohol med alkylkjede C12-C13 og en etylenoksid (EO) blokk med et gjennomsnittlig innhold av EO enheter på 6,5, en gjennomsnittlig molekylvekt på 479 Dalton og hydrofil/hydrofob balanse (HLB) på 12. Dette deflokkuleringsmiddelet er fra Sasol North America Inc og selges under varemerket Novel<®>23 E6,5.
I borevæske C ble det benyttet en bionedbrytbar C13-alkohol polyetylenglykoleter karboksylsyre fra Sasol Germany GmbH som selges under varemerket Marlowet<®>4538. Dette er et anionisk deflokkuleringsmiddel og har en molekylvekt på 566 Dalton. I borevæske D ble det benyttet et bionedbrytbart alkoholetoksylat (isopropanol, etoksylert, propoksylert, karboksymetylert) fra Sasol Germany GmbH som selges under varemerket Marlowet<®>1072. Dette er et anionisk deflokkuleringsmiddel med en molekylvekt på 333 Dalton. De fire borevæskene A,B,C og D ble testet for reologi, filtrering, elektrisk stabilitet og statisk SAG faktor før statisk varmebehandling (BHA) og etter statisk varmebehandling (AHA) ved 150°C.
Følgende utstyr ble benyttet for å teste borevæskene:
Fann rheometer med termokopp, høy temperatur og trykk filtreringsystem for måling av fluid loss ved HPHT, pH-meter, ovn, 250 og 500 ml varmebehandlingcelle og presisjonsvekt. Statisk sag test ble utført i henhold til følgende prosedyre; A) Fyll borevæsken som skal varmebehandles i en varmebehandlingcelle av rustfritt stål.
B) Lukk cellen og trykksett cellen med 20 bar N2-gass.
C) Hold cellen opprett ved ønsket temperatur i 16 timer.
D) Når varmebehandlingstiden er over, ta cellen ut av ovnen og kjøl til romtemperatur. Cellen må holdes opprett.
E) Ta forsiktig bort trykket før cellen åpnes.
F) Sug opp den klare væsken fra toppen av væsken. Overfør den klare væsken til en målesylinder, noter volumet i ml. G) Sup opp 20 ml borevæske fra toppen av varmebehandlingcellen med en sprøyte og overfør til et pyknometer. Bestem tettheten av borevæsken ved å dele vekten av borevæsken i pyknometeret med 20. H) Sug opp 20 ml borevæske fra bunnen av varmebehandlingcellen med en sprøyte og overfør til et pyknometer.
Bestem vekten av borevæske i pyknometeret. Bestem tettheten av borevæsken ved å dividere vekten av borevæsken i pyknometeret med 20.
Sag faktor = tetthet bunn/(tetthet topp + tetthet bunn)
Resultatene av testene av de oljebaserte borevæskene A,B,C og D er vist i Tabell 2.
Resultatene i Tabell 2 viser at det ikke-ioniske deflokkuleringsmiddelet i henhold til oppfinnelsen er effektivt for å holde de reologiske egenskapene ganske stabile etter varmebehandling i 16 timer ved 150°C. Også de anioniske deflokkuleringsmiddlene i henhold til den foreliggende oppfinnelse slik som Marlowet<®>1072 og Marlowet<®>4538 reduserer viskositeten, men filtreringen var ganske høy med de anioniske deflokkuleringsmidlene. Dette kan skyldes interferens med fluid-loss midlene. Dette eksempelet viser at bionedbrytbare alkoholetoksylater kan erstatte de produkter som nå benyttes og som kan utgjøre en fare for omgivelsene.
Eksempel 2.
For å simulere virkningen på de oljebaserte borevæskene i henhold til oppfinnelsen av kollodiale fine partikler som kan dannes fra formasjonen under boring, ble malte montmorillonittpartikler tilsatt til oljebaserte borevæsker. Fire borevæsker E,F,G og H med sammensetninger som vist i tabell 3 ble blandet.
Borevæskene E.F.G og H ble testet for reologi, filtrering, dynamisk sag, og dynamisk filtrering.
Dynamisk sag ble bestemt som følger:
Sag tendens for borevæskene ble bestemt ved bruk av Viscometer Sag Shoe Test (VSST), som måler sag tendens ved dynamiske betingelser. Denne testen benytter Fann 35 viskosimeter og en sag sko, som samler sag vektmateriale i en samlebrønn i sag skoen hvor prøver tas ved slutten av testen for å bestemme sag tendensen for væsken.
VSST beregnes etter følgende formel 1:
Hvor WT2 = vekt av 10 ml av borevæske etter skjærbehandling i 30 minutter, og WT1=vekt av 10 ml av borevæske før skjærbehandling i 30 minutter. VSST er en forbedring av VST hvor sag sko ikke er innsatt i viskometerets termokopp, selv om resten av prosedyren er den samme. Aldea et al.(2001) fastslo at en væske vil ha en moderat til lav sagtendens når tetthetsendringen målt ved VST er mindre enn 1 Ibm/gal.
Resultatene fra testene er vist i Tabell 4.
Resultatene vist i tabell 4 viser at 10 min gel for borevæsken E (uten deflokkuleringsmiddel) blir sterkt økt etter varmebehandling mens gel for borevæskene F,G og H innholdende deflokkuleringsmidler i henhold til oppfinnelsen viste en vesentlig mindre økning enn prøven E. Eksempelet ovenfor viser også at alkoholetoksylat med 6,5 EO enheter er bedre enn et med 9EO enheter ettersom sag av væsken og det totale filtreringsvolumet med Novel 23 E6,5 var mindre enn væsken med Novel 23 E9. Dette betyr at det finnes en optimal kjedelengde for etylenoksidblokk som gir best adsoption av deflokkuleringmiddelet på Mn304 overflaten. Når kjeden når en viss lengde kan sterisk hindring forekomme noe som senker mengden av adsorberte molekyler.
Eksempel 3
For å simulere oljebaserte borevæsker forurenset med G-sement ble borevæskene l,J,K og L blandet. Borevæskene J, K og L er i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Borevæske I inneholdt ikke deflokkuleringsmiddel.
Flokkuleringsmiddelet benyttet i borevæske J er det samme som deflokkuleringsmiddelet benyttet i borevæske F i eksempel 2. Deflokkuleringsmiddelet benyttet i borevæske K er det samme som deflokkuleringsmiddelet benyttet i borevæske G i eksempel 2 og deflokkuleringsmidelet benyttet i borevæske L er det samme som deflokkuleringsmiddelet benyttet i borevæske D i eksempel 1. Borevæskene hadde en spesifikk tetthet på 1,9.
Sammensetningen av borevæskene er vist i tabell 5.
De fire borevæskene l,J,K og L ble testet for reologi, geldannelse og dynamisk sag før og etter varmebehandling ved 200°C og 34,5 bar trykk. Resultatene er vist i tabell 6.
Egenskapene for borevæskene J,K og L i henhold til oppfinnelsen forurenset med sement er i det ønskede området og er stabile etter varmebehandling, hvilket indikerer at alkoholetoksylater kan benyttes for å stabilisere borevæsker forurenset med sement.
Eksempel 4.
I dette eksempelet ble det benyttet en kombinasjon av ikke-ionisk og anionisk alkoholetoksylat for å kontrollere reologi av oljebaserte borevæsker med en densitet på 2,1 SG.
Tre oljebaserte borevæsker M,N,0 med en sammensetning som vist i tabell 7 ble fremstilt.
Som vist i tabell 7, inneholdt borevæske M det ikke-ioniske deflokkuleringsmiddel Novel<®>23E6,5, borevæske N inneholdt en kombinasjon av ikke-ionisk (Novel<®>23E6,5) og anionisk deflokkuleringsmiddel (Marlowte<®>4561) i vektforhold 1:1 og borevæske O inneholdt det anioniske deflokkuleringsmiddelet Marlowet<®>4561.
Egenskapene for de tre borevæskene ble testet og resultatene er vist i tabell 8.
Som det kan ses fra tabell 8 ikke bare forbedrer kombinasjonen av ikke-ionisk alkoholetoksylat og anionisk alkoholetoksylat som deflokkuleringsmidler stabiliteten av borevæskene, men forbedrer også filtreringsegenskapene av væskene. Dette kan relateres til god dispergerbarhet av Mn304partiklene som fører til dannelse av en tynnere filterkake med lav porøsitet og permeabilitet.
Eksempel 5
I dette eksempelet ble forskjellige vektmidler testet med alkoholetoksylat som deflokkuleringsmiddel. Deflokkuleringsmiddelet som ble benyttet i dette eksempelet er Novel<®>23E6,5. Vektmidlene er API baritt (BaS04), mangantetraoksid (Mn304) og mikronisert ilmenitt (Fe3Ti03) og spesifikk vekt av alle tre sammensetningene var 2,1. Sammensetningen av de tre oljebaserte borevæskene er vist i tabell 9.
Reologi, filtrering, elektrisk stabilitet og statisk sag før og etter varmebehandling ved 150°C ble målt og resultatene er vist i tabell 10.
Som det kan ses fra tabell 10 gir bruk av alkoholetoksylater meget gode resultater for borevæsker inneholdende forskjellige vektmidler.
Claims (10)
1. Oljebasert borevæske omfattende et vektmiddel,karakterisertv e d at borevæsken inneholder alkoholetoksylater med en molekylvekt mellom 200 og 2000 Dalton som et deflokkuleringsmiddel.
2. Borevæske ifølge krav 1,karakterisert vedat alkoholetoksylatene har en molekylvekt mellom 300 og 600 Dalton.
3. Borevæske ifølge 1 eller 2,karakterisert vedat borevæsken inneholder 1 til 15 g/l av alkoholetoksylat.
4. Borevæske ifølge til krav 3,karakterisert vedat borevæsken inneholder 1,5 til 9 g/l av alkoholetylsylat.
5. Borevæske ifølge krav 1-4,karakterisert vedat borevæsken er ikke-ionisk, anionisk eller kationisk , eller blandig derav.
6. Tørr blanding for bruk i oljebaserte borevæsker omfattende et vektmiddel og et deflokkuleringsmiddel hvor deflokkuleringsmiddelet er alkoholetoksylat med molekylvekt mellom 200 og 2000 Dalton.
7. Tørr blanding, ifølge krav 6,karakterisert vedat alkoholetoksylatet har en molekylvekt mellom 300 og 600 Dalton.
8. Tørr blanding ifølge krav 6 eller 7,karakterisert vedat den tørre blandingen inneholder 0,02-2,0 vekt% alkoholetoksylat basert på vekten av vektmiddel.
9. Tørr blanding ifølge krav 8,karakterisert vedat blandingen inneholder 0,02-1,0 vekt% alkoholetoksylat basert på vekten av vektmiddel.
10. Tørr blanding ifølge krav 6-9karakterisert vedat alkoholetoksylatet er ikke-ionisk, anionisk, kationisk eller blandinger derav.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20120438A NO20120438A1 (no) | 2012-04-13 | 2012-04-13 | Oljebaserte borevæsker og blanding for bruk i oljebaserte borevæsker |
| PCT/NO2013/000011 WO2013154435A1 (en) | 2012-04-13 | 2013-03-26 | Oil based drilling fluids and mixture for use in oil based drilling fluids |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20120438A NO20120438A1 (no) | 2012-04-13 | 2012-04-13 | Oljebaserte borevæsker og blanding for bruk i oljebaserte borevæsker |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20120438A1 true NO20120438A1 (no) | 2013-10-14 |
Family
ID=49327906
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20120438A NO20120438A1 (no) | 2012-04-13 | 2012-04-13 | Oljebaserte borevæsker og blanding for bruk i oljebaserte borevæsker |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO20120438A1 (no) |
| WO (1) | WO2013154435A1 (no) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104919021B (zh) | 2012-10-29 | 2019-06-21 | 萨索尔功能化学品有限公司 | 在非水性液体的增粘中使用的活化剂 |
| AU2015387247B2 (en) | 2015-03-16 | 2018-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mud settlement detection technique by non-destructive ultrasonic measurements |
| US10266745B2 (en) | 2017-02-03 | 2019-04-23 | Saudi Arabian Oil Company | Anti-bit balling drilling fluids, and methods of making and use thereof |
| US20190359878A1 (en) * | 2018-05-22 | 2019-11-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Additives useful for drilling fluids |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3642623A (en) * | 1969-10-10 | 1972-02-15 | Oil Base | Oil base well drilling fluid composition and method |
| CA1136355A (en) * | 1979-03-23 | 1982-11-30 | Patrick A. Pickens | High concentration polymer slurries |
| GB8811574D0 (en) * | 1988-05-16 | 1988-06-22 | Sandoz Products Ltd | Improvements in/relating to organic compounds |
| US5283235A (en) * | 1992-03-17 | 1994-02-01 | The Lubrizol Corporation | Compositions containing esters of carboxy-containing interpolymers and methods of using the same |
| US5499677A (en) * | 1994-12-23 | 1996-03-19 | Shell Oil Company | Emulsion in blast furnace slag mud solidification |
| GB9601019D0 (en) * | 1996-01-18 | 1996-03-20 | Sofitech Nv | Wellbore fluid |
| US5955401A (en) * | 1996-05-17 | 1999-09-21 | Baroid Technology, Inc. | Clay-free biodegradable wellbore fluid and method for using same fluid |
| US5866517A (en) * | 1996-06-19 | 1999-02-02 | Atlantic Richfield Company | Method and spacer fluid composition for displacing drilling fluid from a wellbore |
| DE19727541A1 (de) * | 1997-06-28 | 1999-01-07 | Sueddeutsche Kalkstickstoff | Feststoff-Zusammensetzung auf Basis von Tonmineralien und deren Verwendung |
| US5904208A (en) * | 1998-01-21 | 1999-05-18 | Deep South Chemical | Method of cleaning a well bore prior to cementing |
| GB2345706B (en) * | 1999-01-16 | 2003-05-21 | Sofitech Nv | Electrically conductive invert emulsion wellbore fluid |
| US6534449B1 (en) * | 1999-05-27 | 2003-03-18 | Schlumberger Technology Corp. | Removal of wellbore residues |
| GB9923816D0 (en) * | 1999-10-11 | 1999-12-08 | Ici Plc | Polymeric surfactants |
| US6887832B2 (en) * | 2000-12-29 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels |
| US6818596B1 (en) * | 2001-09-19 | 2004-11-16 | James Hayes | Dry mix for water based drilling fluid |
| US20040244978A1 (en) * | 2003-06-04 | 2004-12-09 | Sun Drilling Products Corporation | Lost circulation material blend offering high fluid loss with minimum solids |
| US7293609B2 (en) * | 2004-10-20 | 2007-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising vitrified shale and methods of using such fluids in subterranean formations |
| US8357639B2 (en) * | 2007-07-03 | 2013-01-22 | Baker Hughes Incorporated | Nanoemulsions |
| US8822386B2 (en) * | 2010-06-28 | 2014-09-02 | Baker Hughes Incorporated | Nanofluids and methods of use for drilling and completion fluids |
-
2012
- 2012-04-13 NO NO20120438A patent/NO20120438A1/no not_active Application Discontinuation
-
2013
- 2013-03-26 WO PCT/NO2013/000011 patent/WO2013154435A1/en active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2013154435A1 (en) | 2013-10-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7741250B2 (en) | Wellbore servicing fluids comprising grafted homopolymers and methods of using same | |
| US4476029A (en) | High temperature dispersant | |
| NO338607B1 (no) | Anvendelse av eterkarboksylsyrer i borespylemidler og borehullsbehandlingsmiddel inneholdende eterkarboksylsyrer | |
| EP1431368A1 (en) | Fluid loss reducer for high temperature high pressure water-based mud application | |
| NO329016B1 (no) | Kopolymerer av metakrylat for reologisk omforming og filtreringskontroll for ester- og syntetisk baserte borefluider, samt fremgangsmate for anbringelse av et fluidsystem i en bronn, boring av en bronn og behandling av en bronn | |
| NO344594B1 (no) | Fremgangsmåte for å hindre fryseskade av latekspartikler i et borefluidsystem, samt sirkulasjonspille omfattende latekspartikler | |
| US9528040B2 (en) | Additives for boosting performance of water-based drilling fluids, drilling fluids including same, and methods of making and using same | |
| AU2005238456A1 (en) | Drilling fluids | |
| NO344653B1 (no) | Invert emulsjons-fluidsystem og fremgangsmåte for å utføre petroleumsutvinningsoperasjoner ved bruk av et oljebasert fluidsystem | |
| EP2640802A1 (en) | Non-aqueous drilling additive useful to produce a flat temperature-rheology profile | |
| EP2473579A1 (en) | Improved suspension characteristics in invert emulsions | |
| NO20120438A1 (no) | Oljebaserte borevæsker og blanding for bruk i oljebaserte borevæsker | |
| EP2438137A1 (en) | Wellbore fluid additives and methods of producing the same | |
| US11072736B2 (en) | Rheology modifier for organoclay-free invert emulsion drilling fluid systems | |
| DK2844715T3 (en) | rheology modifiers | |
| CN111448286A (zh) | 用于油基钻井液的层状双氢氧化物 | |
| CA2459039C (en) | Lost circulation materials (lcm's) effective to maintain emulsion stability of drilling fluids | |
| MX2013000721A (es) | Metodo y composicion diluyente a base de agua, biodegradable para perforar perforaciones subterraneas con fluido de perforacion de base acuosa. | |
| Ihenacho et al. | 50/50 oil-water ratio invert emulsion drilling mud using vegetable oil as continuous phase | |
| US7977280B2 (en) | Process for minimizing breaking of emulsion type drilling fluid systems, emulsion type drilling fluid systems, and spotting fluids | |
| CA3039496A1 (en) | Rheology modifier for subterranean treatment fluids | |
| CN115181557A (zh) | 驱油型冲洗隔离液及其制备方法 | |
| RU2733622C1 (ru) | Утяжеленный буровой раствор на углеводородной основе | |
| EP1814961A1 (en) | Environmentally friendly water based mud deflocculant/thinner | |
| US11434407B2 (en) | Rheology modifier with a fatty alcohol for organoclay-free invert emulsion drilling fluid systems |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |