NO20140381A1 - Filtreringsrapadditiver og fremgangmåter for fremstilling og anvendelse av samme. - Google Patents

Filtreringsrapadditiver og fremgangmåter for fremstilling og anvendelse av samme. Download PDF

Info

Publication number
NO20140381A1
NO20140381A1 NO20140381A NO20140381A NO20140381A1 NO 20140381 A1 NO20140381 A1 NO 20140381A1 NO 20140381 A NO20140381 A NO 20140381A NO 20140381 A NO20140381 A NO 20140381A NO 20140381 A1 NO20140381 A1 NO 20140381A1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
fluid
oil
fatty acid
functional polymer
acid
Prior art date
Application number
NO20140381A
Other languages
English (en)
Inventor
Jeffery R Harris
Frank E Evans
Original Assignee
Chevron Phillips Chemical Co
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
Priority claimed from US13/248,715 external-priority patent/US8575072B2/en
Application filed by Chevron Phillips Chemical Co filed Critical Chevron Phillips Chemical Co
Publication of NO20140381A1 publication Critical patent/NO20140381A1/no

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • 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
    • C08G61/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carbon-to-carbon link in the main chain of the macromolecule
    • C08G61/02—Macromolecular compounds containing only carbon atoms in the main chain of the macromolecule, e.g. polyxylylenes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/36—Water-in-oil emulsions
    • 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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/502—Oil-based compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/64—Oil-based compositions
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • 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
    • C08G2261/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carbon-to-carbon link in the main chain of the macromolecule
    • C08G2261/10—Definition of the polymer structure
    • C08G2261/12—Copolymers
    • 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
    • C08G2261/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carbon-to-carbon link in the main chain of the macromolecule
    • C08G2261/30—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain
    • C08G2261/32—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating heteroaromatic structural elements in the main chain
    • C08G2261/322—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating heteroaromatic structural elements in the main chain non-condensed
    • C08G2261/3222—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating heteroaromatic structural elements in the main chain non-condensed containing one or more oxygen atoms as the only heteroatom, e.g. furan
    • 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
    • C08G2261/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carbon-to-carbon link in the main chain of the macromolecule
    • C08G2261/30—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain
    • C08G2261/33—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating non-aromatic structural elements in the main chain
    • C08G2261/332—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating non-aromatic structural elements in the main chain containing only carbon atoms
    • C08G2261/3327—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating non-aromatic structural elements in the main chain containing only carbon atoms alkene-based
    • 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
    • C08G2261/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carbon-to-carbon link in the main chain of the macromolecule
    • C08G2261/70—Post-treatment
    • C08G2261/72—Derivatisation

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)

Abstract

Et ikke-vandig brønnservicefluid omfattende et filtreringstapadditiv hvor filtreringstapadditivet omfatter reaksjonsproduktet av (i) en funksjonell polymer og (ii) en oligomerisert fettsyre. En fremgangsmåte for å drive en oljefeltoperasjon omfattende å plassere et ikkevandig brønnservicefluid nede i brønnen hvor det ikke-vandige brønnservicefluidet omfatter et filtreringstapadditiv omfattende reaksjonsproduktet av (i) en funksjonell polymer og (ii) en oligomerisert fettsyre.

Description

FILTRERINGSTAPADDITIVER OG FREMGANGSMÅTER FOR FREMSTILLING OG ANVENDELSE AV SAMME
TEKNISK OMRÅDE FOR OPPFINNELSEN
[0001] Denne teknikken vedrører brønnservicefluider. Nærmere bestemt vedrører denne teknikken ikke-vandige brønnservicefluider.
BAKGRUNN
[0002] Underjordiske forekomster av naturressurser slik som gass, vann og råolje utvinnes vanligvis ved boring av brønner og tappe underjordiske formasjoner eller -soner inneholdende slike forekomster. Forskjellige fluider anvendes i boring av en brønn og fremstilling av brønnen og en tilstøtende underjordisk formasjon for utvinningen av materiale fra denne. For eksempel sirkuleres et borefluid eller -slam vanligvis gjennom en brønn når den blir boret for å avkjøle borkronen, holde forekomster begrenset til deres respektive formasjoner under bo re prosessen, og bringe borekaks til overflaten.
[0003] En utfordring for utvinningen av naturressurser fra underjordiske formasjoner er permeabiliteten av formasjonen som disse forekomster befinner seg i. Spesielt på grunn av nærværet av permeable soner kan minst en del av fluidene innført i den underjordiske formasjonen i løpet av en brønnserviceoperasjon gå tapt til de permeable sonene av formasjonen. Tapet av disse brønnservicefluider til den underjordiske formasjonen kan utgjøre en rekke utfordringer slik som kostnadene ved å erstatte de tapte brønnservice-fluidene; virkningen av brønnservicefluidene på formasjonen som omgir brønnen; og det potensielle funksjonstapet tilgjengelig ved nærværet av en mindre mengde av fluid i brønnen enn det som er ønskelig ifølge prosessen. Det eksisterer derfor et kontinuerlig behov for materialer for å redusere tapet av brønnservicefluider til den omgivende formasjonen.
SAMMENDRAG
[0004] Det er beskrevet her et ikke-vandig brønnservicefluid omfattende et filtreringstapadditiv, hvor filtreringstapadditivet omfatter reaksjonsproduktet av (i) en funksjonell polymer og (ii) en oligomerisert fettsyre.
[0005] Også beskrevet her er en fremgangsmåte for å drive en oljefeltoperasjon omfattende å plassere et ikke-vandig brønnservicefluid nede i brønnen hvor det ikke-vandige brønnservicefluidet omfatter et filtreringstapadditiv omfattende reaksjonsproduktet av (i) en funksjonell polymer og (ii) en oligomerisert fettsyre.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0006] Beskrevet her er brønnservicefluider omfattende et filtreringstapadditiv (FLA) hvor filtreringstapadditivet omfatter reaksjonsproduktet av (i) en oligomerisert fettsyre og (ii) en funksjonell polymer. Som anvendt her refererer et "brønnservicefluid" (WSF) til et fluid som kan anvendes for å fremstille en brønn eller en underjordisk formasjon gjennomtrengt av brønnen for utvinningen av materiale fra formasjonen, for avsetningen av materiale inn i formasjonen, eller begge deler. Således kan WSF tjene som for eksempel et borefluid, et overhalingsfluid, et fraktureringsfluid eller et spylefluid. I en utførelsesform er WSF'et et borefluid, for eksempel et ikke-vandig borefluid. Det skal forstås at "underjordisk formasjon" omfatter både områder under eksponert grunn eller områder under grunn som er dekket av vann slik som sjø eller havvann. WSF'et beskrevet her kan vise et redusert filtreringstap når innført i en brønn.
[0007] I en utførelsesform omfatter FLA'et reaksjonsproduktet av en funksjonell polymer. Her refererer en funksjonell polymer til en polymer omfattende funksjonelle grupper som kan tjene som steder for festing av den oligomeriserte fettsyren til den funksjonelle polymerryggraden. I en utførelsesform er enhver funksjonell polymer omfattende funksjonelle grupper som kan tjene som steder for festing av den oligomeriserte fettsyren til den funksjonelle polymerryggraden egnet for anvendelse i den foreliggende teknikken. I en utførelsesform er den funksjonelle polymeren en kopolymer av en eller flere alfa-olefinmonomerer og et syreanhydrid, alternativt er den funksjonelle polymeren en kopolymer av en eller flere vinylmonomerer og et syreanhydrid, alternativt er den funksjonelle polymeren en maleinsyreanhydrid-kopolymer. Heretter vil teknikken referere til anvendelsen av en maleinsyreanhydrid-kopolymer som den funksjonelle polymeren, men det skal forstås at andre funksjonelle polymerer av typen beskrevet her er overveid for anvendelse i den foreliggende teknikken.
[0008] I en utførelsesform har en funksjonell polymer egnet for anvendelse i den foreliggende teknikken en gjennomsnittlig molekylvekt på fra omtrent 10.000 Dalton til omtrent 500.000 Dalton; alternativt fra omtrent 40.000 Dalton til omtrent 450.000 Dalton eller alternativt fra omtrent 50.000 Dalton til omtrent 400.000 Dalton. I en utførelsesform er den funksjonelle polymeren en maleinsyreanhydrid-kopolymer som har et maleinsyreanhydrid-innhold på fra omtrent 10% til omtrent 90% basert på totalvekten av polymeren, alternativt fra omtrent 25% til omtrent 75%; eller omtrent 50%. Ikke-begrensende eksempler på maleinsyreanhydrid-kopolymerer egnet for anvendelse i den foreliggende teknikken inkluderer polystyren-ko-maleinsyreanhydrid (som representert generelt ved struktur I), polyetylen-ko-maleinsyreanhydrid (som representert generelt ved struktur II), poly-l-oktadeken-ko-maleinsyreanhydrid (som representert generelt ved struktur III), eller kombinasjoner derav. I Struktur I, Struktur II og Struktur III kan x, y, m eller n anta enhver verdi som gjør at kopolymeren faller innenfor de beskrevne molekylvektområdene. For eksempel kan x, y, m eller n gå fra omtrent 50 til omtrent 5000, alternativt fra omtrent 500 til omtrent 4500 eller alternativt fra omtrent 1000 til omtrent 4000.
[0009] I en utførelsesform omfatter FLA'et reaksjonsproduktet av en oligomerisert fettsyre, alternativt en dimersyre. Her er begrepet dimersyre synonymt med begrepet tobasisk syre og refererer til et oligomerisk fettsyreprodukt som er resultatet av selvkondensasjonen av to umettede fettsyrer. I en utførelsesform er de to umettede fettsyrene involvert i selvkondensasjonen for å danne dimersyren de samme, alternativt er de to umettede fettsyrene involvert i selvkondensasjonen for å danne dimersyren forskjellige.
[0010] I en utførelsesform omfatter hver umettede fettsyre som deltar i selvkondensasjons-reaksjonen ethvert antall karbonatomer. Alternativt resulterer umettede fettsyrer egnet for anvendelse i den foreliggende teknikken, når de er selvkondensert, i et oligomert fettsyre produkt som er i flytende form eller som er i stand til å være lett oppløseliggjort. Her refererer "lett oppløseliggjort" til den oligomerte fettsyrens evne til å oppløses i organiske medier som er kompatible med den funksjonelle polymeren som skal modifiseres. I en utførelsesform omfatter den umettede fettsyren en C12-C24 umettet fettsyre, alternativt en C14-C22 umettet fettsyre, eller alternativt en C14-C18 umettet fettsyre. I en utførelsesform omfatter den umettede fettsyren en C14-18 umettet fettsyre.
[0011] De umettede fettsyrene anvendt til å danne dimersyren kan oppnås fra enhver egnet kilde. I en utførelsesform er de umettede fettsyrene, som er anvendt for å danne dimersyren, C14-C18 umettede fettsyrer oppnådd fra tallolje; for eksempel talloljefettsyrer som abietinsyrer og/eller pimarinsyrer. I en alternativ utførelsesform inkluderer de C14-C18 umettede fettsyrene anvendt for å danne dimersyren, uten begrensning, linolsyre, linelaidinsyre, linolensyre eller kombinasjoner derav. De C14-C18 umettede fettsyrene kan oppnås fra vegetabilske oljer slik som soyaolje, maisolje, solsikkeolje eller rapsolje. Andre vegetabilske oljer, som kan gi umettede fettsyrer som kan anvendes for å danne dimersyrene i denne teknikken, inkluderer, uten begrensning, canola olje, saflorolje, cuphea olje, kokosolje, palmekjerneolje, olivenolje, eller kombinasjoner derav.
[0012] I en utførelsesform kan det dannes en dimersyre av typen beskrevet her ved å kontakte en første C14-C18 umettet fettsyre med en andre C14-C18 umettet fettsyre under betingelser egnet for selvkondensasjon av de første og andre umettede fettsyrene og dannelsen av et oligomerisert fettsyre produkt. Reaksjonen kan utføres i nærværet av en katalysator eller et katalysatorsystem. Enhver katalysator eller ethvert katalysatorsystem kompatibel med reaksjonskomponentene beskrevet her kan anvendes. I en utførelsesform er katalysatoren en leire og er til stede i en mengde tilstrekkelig til å katalysere produksjonen av det oligomeriserte fettsyre produktet. Her refererer betegnelsen "leire" til en gruppe av bergdannende, vannholdig aluminiumsilikat. I en utførelsesform utføres reaksjonen for dannelse av en dimersyre i nærværet av montmorillonitt som tjener som en katalysator i reaksjonen.
[0013] Som det vil forstås av en fagmann på området, vil forskjellige reaksjonsprodukttrekk slik som utbyttet av den oligomeriserte fettsyren og oligomeriseringsgraden av de umettede fettsyrene påvirkes av forskjellige reaksjonsbetingelser slik som forholdet mellom den første C14-C18 umettede fettsyren og den andre C14-C18 umettede fettsyren, arten av de C14-C18 umettede fettsyrene, reaksjonstemperaturen og reaksjonstiden. Det er overveid at en fagmann på området gitt fordelene med den foreliggende teknikken kan endre reaksjonsbetingelsene for dannelse av dimersyren for å oppfylle en eller flere bruker- og/eller prosessbehov.
[0014] I en utførelsesform omfatter en fremgangsmåte for fremstilling av et FLA å kontakte en maleinsyreanhydrid-kopolymer og en dimersyre, begge av typene beskrevet her, for å danne en reaksjonsblanding; utsette reaksjonsblandingen for betingelser egnet for dannelsen av et reaksjonsprodukt og utvinning av reaksjonsproduktet.
[0015] I en utførelsesform er maleinsyreanhydrid-kopolymeren til stede i reaksjonsblandingen i en mengde som utgjør fra omtrent 20 vekt% til omtrent 80 vekt% av reaksjonsblandingen mens dimersyren er til stede i en mengde som utgjør fra omtrent 80 vekt% til omtrent 20 vekt% av reaksjonsblandingen. Alternativt er maleinsyreanhydrid-kopolymeren til stede i reaksjonsblandingen i en mengde som utgjør fra omtrent 40 vekt% til omtrent 60 vekt% av reaksjonsblandingen mens dimersyren er til stede i en mengde som utgjør fra omtrent 60 vekt% til omtrent 40 vekt% av reaksjonsblandingen. Alternativt er maleinsyreanhydrid-kopolymeren til stede i reaksjonsblandingen i en mengde som utgjør omtrent 50 vekt% av reaksjonsblandingen mens dimersyren er til stede i en mengde som utgjør omtrent 50 vekt% av reaksjonsblandingen. I en utførelsesform kan forholdet mellom maleinsyreanhydrid-kopolymer og dimersyre ligge i området fra omtrent 1:4 til omtrent 4:1; alternativt fra omtrent 3:2 til omtrent 2:3 eller alternativt omtrent 1:1. Reaksjonsbetingelser egnet for dannelsen av et reaksjonsprodukt fra en reaksjonsblanding omfattende de beskrevne mengder av maleinsyreanhydrid-kopolymer og dimersyre er en temperatur på fra omtrent 100°C til omtrent 225°C, alternativt fra omtrent 150°C til omtrent 200°C, eller alternativt fra omtrent 170°C til omtrent 190°C i et tidsrom på fra omtrent 1 time til omtrent 6 timer, alternativt fra omtrent 2 timer til omtrent 5 timer eller alternativt fra omtrent 3 timer til omtrent 4 timer.
[0016] Uten ønske om å være begrenset av teori, er det overveid at reaksjonsbetingelsene beskrevet her resulterer i et reaksjonsprodukt hvor dimersyren er podet oppå ryggraden av maleinsyreanhydrid-kopolymeren på de funksjonelle gruppene (for eksempel maleinsyreanhydrid-andeler) av polymeren som tjener som steder for festing. Mens den eksakte strukturen av reaksjonsproduktet gjenstår å bli belyst, er det overveid at reaksjonsproduktet omfatter kondensasjonsproduktet av dimersyren og maleinsyreanhydrid-kopolymeren hvor anhydridringene av den funksjonelle polymeren åpnes og er kovalent bundet til dimersyren. I noen utførelsesformer omfatter reaksjonsproduktet av en dimersyre og en maleinsyreanhydrid-funksjonell kopolymer kontaktet under betingelsene beskrevet her et alifatisk anhydrid som er resultatet av ringåpningen av de anhydrid-funksjonelle gruppene til stede i den funksjonelle polymeren. Som det vil forstås av en fagmann på området, kan valget mellom alternative reaksjonsbetingelser føre til dannelsen av en rekke reaksjonsprodukter som kan utvise trekk som er karakteristiske for et FLA av typen beskrevet her. Således kan omfanget hvortil det alifatiske anhydridet er til stede i reaksjonsproduktet variere, og det er overveid at FLA'et omfatter reaksjonsproduktet av dimersyren og den funksjonelle polymeren når de reageres under de beskrevne betingelsene uten hensyn til den eksakte naturen av eller strukturen til det/de dannede reaksjonsproduktet(ene).
[0017] I noen utførelsesformer ytterligere omfatter fremgangsmåten for fremstilling av et FLA av typen beskrevet her separering av bestanddelene av reaksjonsproduktet av dimersyren og maleinsyreanhydrid-kopolymeren og karakterisering av evnene til bestanddelene av reaksjonsproduktet til å fungere som et filtreringstapadditiv. I en slik utførelsesform kan bestanddelene av reaksjonsproduktet separeres ved anvendelse av enhver egnet teknikk, og omfanget hvortil de enkelte bestanddelene av reaksjonsproduktet er renset kan variere. I noen utførelsesformer er en eller flere av de enkelte bestanddelene av reaksjonsproduktetkarakterisertsom FLA'er som har evnen til å inhibere tapet av et brønnservice-fluid til en formasjon.
[0018] I en utførelsesform er WSF'et et ikke-vandig WSF. Som anvendt her inkluderer et ikke-vandig WSF fluider som er omfattet i sin helhet eller i det vesentlige av ikke-vandige fluider og/eller inverterte emulsjoner hvor den kontinuerlige fasen er et ikke-vandig fluid. I en utførelsesform omfatter det ikke-vandige WSF mindre enn omtrent 30 vekt%, 25 vekt%, 20 vekt%, 16 vekt%, 10 vekt% eller 1 vekt% vann av WSF'et. Alternativt kan WSF- sammensetningen inneholde en rest av det ikke-vandige fluidet etter å ha tatt hensyn til de andre komponentene i fluidsammensetningen.
[0019] I en utførelsesform omfatter WSF'et et oljeaktig fluid. Alternativt kan WSF'et etter å ha tatt hensyn til andre komponenter i fluidsammensetningen bestå i det vesentlige av et oljeaktig fluid. Alternativt kan WSF'et etter å ha tatt hensyn til andre komponenter i fluidsammensetningen bestå av et oljeaktig fluid. Oljeaktige fluider refererer her til fluider omfattende i det vesentlige ingen vandig komponent. Eksempler på oljeaktige fluider egnet for anvendelse i WSF'et inkluderer, uten begrensning, hydrokarboner, olefiner, interne olefinbaserte oljer, mineralolje, parafin, dieselolje, brenselolje, syntetisk olje, lineære eller forgrenede alkaner, estere, acetaler, blandinger av råolje, derivater derav, eller kombinasjoner derav.
[0020] I en utførelsesform er WSF'et et oljebasert boreslam. I noen utførelsesformer kan WSF'et omfatte ytterligere additiver som finnes hensiktsmessig for å forbedre egenskapene til fluidet. Slike additiver kan variere avhengig av den tiltenkte anvendelsen av fluidet i brønnen. Eksempler på slike additiver inkluderer, men er ikke begrenset til, vektmidler, glassfibre, karbonfibre, suspensjonsmidler, kondisjoneringsmidler, dispergeringsmidler, vannmyknere, oksidasjons- og korrosjonsinhibitorer, baktericider, tynnere, og kombinasjoner derav. Disse additiver kan innføres enkeltvis eller i kombinasjon ved anvendelse av enhver metodikk og i mengder som er effektive til å produsere de ønskede forbedringer av fluidegenskaper.
[0021] I en utførelsesform er FLA'et til stede i WSF'et i en mengde på fra omtrent 0,3 vekt-prosent (vekt%) basert på totalvekten av WSF'et til omtrent 10 vekt%, alternativt fra omtrent 0,4 vekt% til omtrent 8 vekt%, eller alternativt fra omtrent 0,6 vekt% til 5 vekt%.
[0022] WSF'et omfattende FLA'et kan anvendes i enhver egnet oljefeltsoperasjon. Spesielt kan WSF'et omfattende FLA'et innføres i en brønn og anvendes for brønnservice i henhold til egnede prosedyrer. Når for eksempel den tiltenkte anvendelsen av WSF'et er som et borefluid, kan fluidet sirkuleres ned gjennom en hul borestreng og ut gjennom en borkrone festet til denne under rotering av borestrengen for derved å bore brønnen. Borefluidet kan strømmes tilbake til overflaten i en sirkulasjonsrepeterende bane for slik å avsette en filterkake på veggene av brønnen og for kontinuerlig å føre borekaks til overflaten. FLA'et kan inkluderes i WSF'et før fluidet plasseres nede i brønnen i en enkelstrøm-utførelsesform. Alternativt kan FLA'et blandes med de andre komponentene av WSF'et under plassering inn 1 brønnen, for eksempel i en to-strømsprosess hvor én strøm omfatter FLA'et og en andre strøm omfatter de andre komponentene av WSF'et. I en utførelsesform fremstilles WSF'et omfattende FLA'et på brønnstedet. For eksempel kan FLA'et blandes med de andre WSF-komponentene og deretter plasseres nede i brønnen. Alternativt fremstilles WSF'et omfattende FLA'et i et ytre område og transporteres til bruksstedet før det plasseres nede i brønnen.
[0023] I en utførelsesform resulterer et WSF omfattende et oljebasert slam og et FLA av typen beskrevet her i en reduksjon av filtreringstap av WSF'et hvor filtreringstapet kan bestemmes ved anvendelse av en høytemperatur-høytrykksfiltreringstaptest (HTHP) utført i henhold til "the Specification for Drilling Fluids Materials, ANSI/API Specification 13A, Eighteenth Edition, February 2010". I en utførelsesform kan et WSF omfattende et FLA som beskrevet her ha en reduksjon i filtreringstap større enn omtrent 40%, alternativt større enn omtrent 75%, eller alternativt større enn omtrent 85% ved temperaturer på fra omtrent 93°C (200°F) til omtrent 190°C (375°F), alternativt fra omtrent 121°C (250°F) til omtrent 163°C (325°F) eller alternativt fra omtrent 135°C (275°F) til omtrent 149°C (300°F) sammenlignet med et ellers tilsvarende WSF som mangler et FLA.
EKSEMPEL 1
[0024] Et FLA av typen beskrevet her ble fremstilt ved å reagere 60 g av 1-oktadeken-ko-maleinsyreanhydridpolymer med 40 gram UNIDYME™ 22 ved en temperatur på 190°C i 3 timer. SOLTROL™ 170 (100 gram isoalkan-løsemiddel) ble benyttet som løsemiddel slik at varmeoverføring kunne opprettholdes. UNIDYME™ 22 er en dimerisert fettsyre kommersielt tilgjengelig fra Arizona Chemicals. Reaksjonsproduktet ble anvendt som et FLA i de følgende eksempler.
EKSEMPEL 2
[0025] Virkningene av tilsetningen av et FLA av typen beskrevet her til et oljebasert slam (OBM) på filtreringstap ble bestemt. Tre hovedslammer ble fremstilt og betegnet slam 1, slam 2 og slam 3. Slam 1 var et 1678 g/l (14 pound per gallon (ppg)) dieseloljebasert slam inneholdende 2120 g dieselbrensel fremstilt med et 75:25 olje-til-vann-forhold (OWR). Slam 2 var et 1678 g/l (14 ppg) ESCAID™ 110 oljebasert slam fremstilt inneholdende 2120 g ESCAID 110 med et 75:25 OWR. ESCAID 110 hydrokarbonfluid er et petroleumsdestillat kommersielt tilgjengelig fra EXXON-MOBIL Corp. Slam 1 og slam 2 ytterligere inneholdt 75 g kalk, 87.5 g VG-69™ Leire, 75 g INVERMUL™ primæremulgator, 75 g EZMUL™ emulgator og 815 g av en 30% CaCI2-saltløsning. VG-69 er en organofil leire kommersielt tilgjengelig fra Mi SWACO. EZ MUL emulgator er en polyaminert fettsyre og INVERMUL er en blanding av oksidert tallolje og polyaminert fettsyre, hvor begge er kommersielt tilgjengelige fra Baroid Chemicals. Slam 3 var et 1558 g/l (13.0 ppg) isomerisert olefin (IO) 1518 basert slam inneholdende 1548 g av IO 1518 fremstilt med et 70:30 OWR. Slam 3 dessuten inneholdt 60 g kalk, 60 g VG-69 leire, 80 g SUREMUL™, 20 g SUREMOD™ og 944 g av en 30% CaCI2-saltløsning. SUREMUL er en primæremulgator og SUREMOD flytende reologi-modifikator er et organisk geleringsmiddel, hvor begge er kommersielt tilgjengelige fra Mi SWACO. Tre kontrollprøver ble fremstilt, betegnet som Kontroll A, Kontroll B og Kontroll C, og inneholdt hhv. Slam 1, Slam 2 og Slam 3 i fraværet av et FLA. Prøver IA, IB og 1C inneholdt hhv. Slam 1 og PLIOLITE™ DF02, Slam 2 og PLIOLITE DF02, og Slam 3 og PLIOLITE DF02. PLIOLITE DF02 polymerer er filtreringstapadditiver kommersielt tilgjengelige fra ELIOKEM. Prøver 2-8 inneholdt et OBM (som angitt ved betegnelser A, B eller C) og FLA'et i Eksempel 1. Spesielt inneholdt Prøver 2A-8A Slam 1 og FLA'et i Eksempel 1, Prøver 2B-8B inneholdt Slam 2 og FLA'et i Eksempel 1, og Prøver 2C-8C inneholdt Slam 3 og FLA'et i Eksempel 1. Med unntaket av prøve 7 inneholdt reaksjonsproduktet omfattende FLA'et som ble tilsatt til det indikerte OBM'et, 50% faststoffer (dvs. 50% aktiv polymer eller FLA i SOLTROL 170). For prøve 7 inneholdt reaksjonsproduktet omfattende F LA'et 40% faststoffer (dvs. 40% aktiv polymer eller FLA i SOLTROL 170). Brookfield-viskositetsmålingene som anvender en 3LV Spindel, 1,5 rpm ved 49°C (120°F) for Prøver 2-8 er angitt i Tabell 1. Prøve 1 som inneholdt PLIOLITE DF02 var et granulært produkt som inneholdt 100% faststoffer (dvs. 100% aktiv polymer).
[0026] Prøvene ble fremstilt ved skjær av prøvene på en MULTIMIXER™ i 30 minutter ved benyttelse av et 9B29X-skovlhjul ved 11.500 rpm, rullet i 16 timer ved 149°C (300°F) og deretter kjølt til romtemperatur (RT). HTHP-filtreringstapet for hver prøve ble bestemt som beskrevet tidligere ovenfor, og resultatene for prøvene inneholdende et diesel-OBM, et ESCAID-OBM og et IO-OBM er angitt i hhv. Tabeller IA, IB og 1C.
[0027] I noen tilfeller er multiple verdier angitt for en prøve og representerer gjentatte bestemmelser av den samme prøven. Resultatene demonstrerer evnen til et FLA av typen beskrevet her til å fungere som et FLA i et bredt spekter av OBM'er.
YTTERLIGERE UTFØRELSESFORMER
[0028] De følgende nummererte utførelsesformene er gitt som ikke-begrensende eksempler: 1. Et ikke-vandig brønnservicefluid omfattende et filtreringstapadditiv hvor filtreringstapadditivet omfatter reaksjonsproduktet av (i) en funksjonell polymer og (ii) en
oligomerisert fettsyre.
2. En fremgangsmåte for å drive en oljefeltoperasjon omfattende:
plassere et ikke-vandig brønnservicefluid i brønnen hvor det ikke-vandige brønn-servicefluidet omfatter et filtreringstapadditiv omfattende reaksjonsproduktet av (i)
en funksjonell polymer og (ii) en oligomerisert fettsyre.
3. Fluidet eller fremgangsmåten ifølge utførelsesform 1 eller 2 hvor filtreringstapadditivet er til stede i brønnservicefluidet i en mengde på fra omtrent 0,3 vekt% til
10 vekt% basert på totalvekten av brønnservicefluidet.
4. Fluidet eller fremgangsmåten ifølge utførelsesform 1, 2, eller 3 hvor den funksjonelle polymeren omfatteren kopolymer av maleinsyreanhydrid. 5. Fluidet eller fremgangsmåten ifølge utførelsesform 4 hvor kopolymeren av maleinsyreanhydrid har maleinsyreanhydrid til stede i en mengde på fra omtrent 10% til
omtrent 90% basert på totalvekten av kopolymeren.
6. Fluidet eller fremgangsmåten ifølge enhver foregående utførelsesform hvor den oligomeriserte fettsyren omfatter en dimersyre. 7. Fluidet eller fremgangsmåten ifølge enhver foregående utførelsesform hvor dimersyren er et selvkondensasjonsprodukt av to C12-C24 umettede fettsyrer. 8. Fluidet eller fremgangsmåten ifølge enhver foregående utførelsesform hvor dimersyren er et selvkondensasjonsprodukt av to C14-C18 umettede fettsyrer. 9. Fluidet eller fremgangsmåten ifølge utførelsesform 7 hvor de C12-C24 umettede fettsyrene er isolert fra tallolje, soyaolje, maisolje, solsikkeolje, rapsolje, canola olje, saflorolje, cuphea olje, kokosolje, palmekjerneolje, olivenolje, eller kombinasjoner
derav.
10. Fluidet eller fremgangsmåten ifølge utførelsesform 7 hvor de C12-C24 umettede fettsyrene omfatter abietinsyrer, pimarinsyrer, linolsyre, linelaidinsyre, linolensyre,
eller kombinasjoner derav.
11. Fluidet eller fremgangsmåten ifølge enhver foregående utførelsesform som har et høytemperatur-høytrykksfiltreringstap ved 149°C (300°F) som er redusert med mer enn omtrent 40% sammenlignet med et ellers tilsvarende brønnservicefluid som mangler et filtreringstapadditiv omfattende reaksjonsproduktet av (i) en funksjonell polymer og (ii) en oligomerisert fettsyre. 12. Fluidet eller fremgangsmåten ifølge enhver foregående utførelsesform hvor forholdet mellom oligomerisert fettsyre og funksjonell polymer i reaksjonsblandingen er fra
omtrent 1:4 til omtrent 4:1.
13. Fluidet eller fremgangsmåten ifølge enhver foregående utførelsesform hvor forholdet mellom oligomerisert fettsyre og funksjonell polymer i reaksjonsblandingen er fra
omtrent 3:2 til omtrent 2:3.
14. Fluidet eller fremgangsmåten ifølge enhver foregående utførelsesform hvor det ikke-vandige brønnservicefluidet omfatter hydrokarboner, olefiner, interne olefinbaserte oljer, mineralolje, parafin, dieselolje, brenselolje, syntetisk olje, lineære eller forgrenede alkaner, estere, acetaler, blandinger av råolje, derivater derav, eller
kombinasjoner derav.
15. Fluidet eller fremgangsmåten ifølge enhver foregående utførelsesform hvor reaksjonsproduktet er dannet ved å kontakte den funksjonelle polymeren og den oligomeriserte fettsyren for å danne en reaksjonsblanding og utsette reaksjonsblandingen for en temperatur på fra omtrent 100°C til omtrent 225°C i et tidsrom fra omtrent 1 time til omtrent 6 timer.
[0029] Uten ytterligere utdypning er det antatt at en fagmann på området kan, ved anvendelse av beskrivelsen her, benytte den foreliggende oppfinnelsen i dens mest omfattende utstrekning. Mens foretrukne oppfinneriske aspekter har blitt vist og beskrevet, kan modifikasjoner derav gjøres av en fagmann på området uten å avvike fra ånden og læren i henhold til oppfinnelsen. Utførelsesformene og eksemplene beskrevet her er kun eksemplifiserende, og er ikke ment å være begrensende. Mange variasjoner og modifikasjoner av oppfinnelsen som er beskrevet her er mulige og er innenfor rammen av oppfinnelsen. Når numeriske områder eller begrensninger er uttrykkelig nevnt, bør slike uttrykte områder eller begrensninger forstås å omfatte iterative områder eller begrensninger av lik størrelse som faller innenfor de uttrykkelig angitte områdene eller begrensningene (for eksempel vil fra omtrent 1 til omtrent 10 inkludere 2, 3, 4, etc; større enn 0,10 vil inkludere 0,11, 0,12, 0,13, etc). Anvendelse av uttrykket "eventuelt" med hensyn til ethvert element av et krav er ment å bety at det aktuelle elementet er nødvendig, eller alternativt, ikke er nødvendig. Begge alternativer er ment å være innenfor rammen av kravet. Anvendelse av bredere begreper slik som omfatter, inkluderer, har, etc, skal forstås å gi støtte til smalere begreper slik som bestående av, bestående i det vesentlige av, omfattet i det vesentlige av, etc.
[0030] Følgelig er beskyttelsesomfanget ikke begrenset av beskrivelsen som angitt ovenfor men er kun begrenset av kravene som følger, hvor det omfang inkluderer alle ekvivalenter av kravenes angivelse. Hvert eneste krav er innlemmet i beskrivelsen som en utførelsesform ifølge den foreliggende oppfinnelsen. Således er kravene en ytterligere beskrivelse og er et tillegg til de foretrukne utførelsesformene ifølge den foreliggende oppfinnelsen. Beskrivelsene av alle patenter, patentsøknader og publikasjoner angitt her er herved inkorporert ved referanse, i det omfang at de gir eksempler, prosedyrer eller andre detaljer som er supplerende til de som er fremsatt her.

Claims (15)

1. Ikke-vandig brønnservicefluid omfattende et filtreringstapadditiv, hvor filtreringstapadditivet omfatter reaksjonsproduktet av (i) en funksjonell polymer og (ii) en oligomerisert fettsyre.
2. Fremgangsmåte for å drive en oljefeltoperasjon omfattende: plassere et ikke-vandig brønnservicefluid nede i brønnen hvor det ikke-vandige brønn-servicefluidet omfatter et filtreringstapadditiv omfattende reaksjonsproduktet av (i) en funksjonell polymer og (ii) en oligomerisert fettsyre.
3. Fluid eller fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, hvor filtreringstapadditivet er til stede i brønnservicefluidet i en mengde på fra omtrent 0,3 vekt% til 10 vekt% basert på totalvekten av brønnservicefluidet.
4. Fluid eller fremgangsmåte ifølge krav 1, 2 eller 3, hvor den funksjonelle polymeren omfatteren kopolymer av maleinsyreanhydrid.
5. Fluid eller fremgangsmåte ifølge krav 4, hvor kopolymeren av maleinsyreanhydrid har maleinsyreanhydrid til stede i en mengde på fra omtrent 10% til omtrent 90% basert på totalvekten av kopolymeren.
6. Fluid eller fremgangsmåte ifølge ethvert foregående krav, hvor den oligomeriserte fettsyren omfatter en dimersyre.
7. Fluid eller fremgangsmåte ifølge ethvert foregående krav, hvor dimersyren er et selvkondensasjonsprodukt av to C12-C24 umettede fettsyrer.
8. Fluid eller fremgangsmåte ifølge ethvert foregående krav, hvor dimersyren er et selvkondensasjonsprodukt av to C14-C18 umettede fettsyrer.
9. Fluid eller fremgangsmåte ifølge krav 7, hvor de C12-C24 umettede fettsyrene er isolert fra tallolje, soyaolje, maisolje, solsikkeolje, rapsolje, canola olje, saflorolje, cuphea olje, kokosolje, palmekjerneolje, olivenolje, eller kombinasjoner derav.
10. Fluid eller fremgangsmåte ifølge krav 7, hvor de C12-C24 umettede fettsyrene omfatter abietinsyrer, pimarinsyrer, linolsyrer, linelaidinsyre, linolensyre, eller kombinasjoner derav.
11. Fluid eller fremgangsmåte ifølge ethvert foregående krav, som har et høytemperatur-høytrykksfiltreringstap ved 149°C (300°F) som er redusert med mer enn omtrent 40% sammenlignet med et ellers tilsvarende brønnservicefluid som mangler et filtreringstapadditiv omfattende reaksjonsproduktet av (i) en funksjonell polymer og (ii) en oligomerisert fettsyre.
12. Fluid eller fremgangsmåte ifølge ethvert foregående krav, hvor forholdet mellom oligomerisert fettsyre og funksjonell polymer i reaksjonsblandingen er fra omtrent 1:4 til omtrent 4:1.
13. Fluid eller fremgangsmåte ifølge ethvert foregående krav, hvor forholdet mellom oligomerisert fettsyre og funksjonell polymer i reaksjonsblandingen er fra omtrent 3:2 til omtrent 2:3.
14. Fluid eller fremgangsmåte ifølge ethvert foregående krav, hvor det ikke-vandige brønnservicefluidet omfatter hydrokarboner, olefiner, interne olefinbaserte oljer, mineralolje, parafin, dieselolje, brenselolje, syntetisk olje, lineære eller forgrenede alkaner, estere, acetaler, blandinger av råolje, derivater derav, eller kombinasjoner derav.
15. Fluid eller fremgangsmåte ifølge ethvert foregående krav, hvor reaksjonsproduktet er dannet ved å kontakte den funksjonelle polymeren og den oligomeriserte fettsyren for å danne en reaksjonsblanding og utsette reaksjonsblandingen for en temperatur på fra omtrent 100°C til omtrent 225°C i et tidsrom fra omtrent 1 time til omtrent 6 timer.
NO20140381A 2011-09-29 2014-03-25 Filtreringsrapadditiver og fremgangmåter for fremstilling og anvendelse av samme. NO20140381A1 (no)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/248,715 US8575072B2 (en) 2011-09-29 2011-09-29 Fluid loss additives and methods of making and using same
US13/250,882 US9034800B2 (en) 2011-09-29 2011-09-30 Fluid loss additives and methods of making and using same
PCT/US2012/052674 WO2013048653A1 (en) 2011-09-29 2012-08-28 Fluid loss additives and methods of making and using same

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO20140381A1 true NO20140381A1 (no) 2014-04-07

Family

ID=46934674

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20140381A NO20140381A1 (no) 2011-09-29 2014-03-25 Filtreringsrapadditiver og fremgangmåter for fremstilling og anvendelse av samme.

Country Status (9)

Country Link
US (3) US9034800B2 (no)
CN (1) CN103827250B (no)
AU (1) AU2012316673B2 (no)
BR (1) BR112014006911A2 (no)
CA (1) CA2850062A1 (no)
MY (1) MY163307A (no)
NO (1) NO20140381A1 (no)
RU (1) RU2605469C2 (no)
WO (1) WO2013048653A1 (no)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9034800B2 (en) * 2011-09-29 2015-05-19 Chevron Phillips Chemical Company Lp Fluid loss additives and methods of making and using same
US20140305651A1 (en) * 2012-11-29 2014-10-16 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydraulic Fracturing Composition
CA2931283C (en) * 2013-11-19 2021-08-03 Georgia-Pacific Chemicals Llc Modified hydrocarbon resins as fluid loss additives
US10351750B2 (en) 2017-02-03 2019-07-16 Saudi Arabian Oil Company Drilling fluid compositions with enhanced rheology and methods of using same
US11708519B2 (en) 2017-02-26 2023-07-25 Schlumberger Technology Corporation Additive to improve cold temperature properties in oil-based fluids
AU2018224831A1 (en) 2017-02-26 2019-09-12 Schlumberger Technology B.V. Additive to improve cold temperature properties in oil-based fluids
WO2020097489A1 (en) * 2018-11-09 2020-05-14 M-I L.L.C. Flat rheology wellbore fluids for generating clean wellbores

Family Cites Families (42)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2763612A (en) 1953-05-18 1956-09-18 Shell Dev Natural hydrocarbon production method
US2977334A (en) 1956-10-04 1961-03-28 Monsanto Chemicals Derivatives of ethylene/maleic anhydride copolymers
US2979454A (en) 1957-03-20 1961-04-11 Monsanto Chemicals Drilling mud
US2994660A (en) * 1957-05-27 1961-08-01 Magnet Cove Barium Corp Water-in-oil emulsion drilling fluid
US3346489A (en) 1966-03-04 1967-10-10 Petrolite Corp Drilling fluids
US3708555A (en) 1970-02-24 1973-01-02 Gaylord Ass Grafting of a mixture of styrene and maleic anhydride onto backbone polymers containing active or labile hydrogen atoms
US3910856A (en) 1972-04-10 1975-10-07 Shell Oil Co Process of reducing friction loss in flowing hydrocarbon liquids and compositions thereof
US4444817A (en) 1981-03-04 1984-04-24 E. I. Du Pont De Nemours And Company Laminar articles of polyolefin and a condensation polymer
US4436636A (en) 1981-12-21 1984-03-13 Nl Industries, Inc. Invert emulsion well servicing fluids
US4544756A (en) * 1983-11-17 1985-10-01 Dresser Industries, Inc. Zwiterionic 2-alkyl imidazolines as emulsifying agents for oil based drilling fluids
GB8410393D0 (en) 1984-04-24 1984-05-31 Ici Plc Fluid compositions
US4816551A (en) 1985-11-19 1989-03-28 Mi Drilling Fluids Company Oil based drilling fluids
US5032296A (en) 1988-12-05 1991-07-16 Phillips Petroleum Company Well treating fluids and additives therefor
GB8913820D0 (en) * 1989-06-15 1989-08-02 Sandoz Products Ltd Improvements in or relating to organic compounds
GB9306517D0 (en) 1993-03-29 1993-05-19 Polyphalt Inc Stabilized bitumen compositions
US5510452A (en) * 1994-07-11 1996-04-23 Rheox, Inc. Pourable liquid polyesteramide rheological additives and the use thererof
EP0885277A1 (en) 1996-03-08 1998-12-23 Dupont Dow Elastomers L.L.C. Substantially linear ethylene/alpha-olefin polymers as viscosity index improvers or gelling agents
US6063737A (en) * 1997-06-12 2000-05-16 Shell Oil Company Aqueous displacement fluid compositions for use in wellbores
US6159906A (en) 1997-10-01 2000-12-12 Rheox, Inc. Oil well drilling fluids with improved anti-settling properties and methods of providing anti-settling properties to oil well drilling fluids
US6169134B1 (en) 1997-12-12 2001-01-02 Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. Viscosifying hydrocarbon liquids
US6849581B1 (en) * 1999-03-30 2005-02-01 Bj Services Company Gelled hydrocarbon compositions and methods for use thereof
FR2792997B1 (fr) * 1999-04-29 2001-06-29 Inst Francais Du Petrole Formulation d'additifs pour ameliorer le transport d'effluents petroliers susceptibles de contenir des hydrates et procede utilisant cette formulation
US6767869B2 (en) * 2000-02-29 2004-07-27 Bj Services Company Well service fluid and method of making and using the same
US6514916B1 (en) 2000-09-12 2003-02-04 R. L. Clampitt & Associates, Inc. Process for making sulfonated uintaite and well fluid additives including sulfonated uintaite
US6908888B2 (en) * 2001-04-04 2005-06-21 Schlumberger Technology Corporation Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
US7008907B2 (en) 2001-10-31 2006-03-07 Halliburton Energy Services, Inc. Additive for oil-based drilling fluids
US7345010B2 (en) 2002-11-27 2008-03-18 Elementis Specialties, Inc. Compositions for drilling fluids useful to provide flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
US20090163386A1 (en) * 2002-11-27 2009-06-25 Elementis Specialties, Inc. Compositions for drilling fluids useful to produce flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
US6730637B1 (en) 2002-12-06 2004-05-04 Chevron Phillips Chemical Company, Lp Reducing fluid loss in a drilling fluid
EP1431368A1 (en) 2002-12-18 2004-06-23 Eliokem Fluid loss reducer for high temperature high pressure water-based mud application
US6800594B2 (en) 2003-01-24 2004-10-05 Cortec Corporation Corrosion inhibitor barrier for ferrous and non-ferrous metals
US7341106B2 (en) 2005-07-21 2008-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss
WO2007033477A1 (en) * 2005-09-21 2007-03-29 Innovative Chemical Technologies Canada Ltd. Fluid with asphaltene control
ITMI20060326A1 (it) 2006-02-23 2007-08-24 Intercos Italiana Composizione cosmetica comprendente polimeri funzionalizzati
US7741250B2 (en) * 2006-05-11 2010-06-22 Chevron Phillips Chemical Company Lp Wellbore servicing fluids comprising grafted homopolymers and methods of using same
WO2008001049A1 (en) 2006-06-26 2008-01-03 Bp Exploration Operating Company Limited Wellbore fluid
WO2009005503A1 (en) 2007-07-05 2009-01-08 Halliburton Energy Services, Inc. Diesel oil-based invert emulsion drilling fluids and methods of drilling boreholes
EP2271726A1 (en) * 2008-04-17 2011-01-12 Dow Global Technologies Inc. Powder coated proppant and method of making the same
US7740070B2 (en) * 2008-06-16 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing compositions comprising a density segregation inhibiting composite and methods of making and using same
EP2154224A1 (en) * 2008-07-25 2010-02-17 Bp Exploration Operating Company Limited Method of carrying out a wellbore operation
US9034800B2 (en) * 2011-09-29 2015-05-19 Chevron Phillips Chemical Company Lp Fluid loss additives and methods of making and using same
US8575072B2 (en) * 2011-09-29 2013-11-05 Chevron Phillips Chemical Company Lp Fluid loss additives and methods of making and using same

Also Published As

Publication number Publication date
RU2014114388A (ru) 2015-11-10
US9598627B2 (en) 2017-03-21
US20170145287A1 (en) 2017-05-25
US20130085086A1 (en) 2013-04-04
US9034800B2 (en) 2015-05-19
AU2012316673B2 (en) 2015-09-17
RU2605469C2 (ru) 2016-12-20
US20150225638A1 (en) 2015-08-13
CA2850062A1 (en) 2013-04-04
CN103827250B (zh) 2017-02-08
AU2012316673A1 (en) 2014-04-17
CN103827250A (zh) 2014-05-28
BR112014006911A2 (pt) 2017-04-04
MY163307A (en) 2017-09-15
WO2013048653A1 (en) 2013-04-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO20140381A1 (no) Filtreringsrapadditiver og fremgangmåter for fremstilling og anvendelse av samme.
AU2013338505B2 (en) Wellbore servicing compositions and methods of making and using same
EP3577189A1 (en) Spacer fluid compositions that include surfactants
NO176360B (no) Oljebasert borevæske med kontinuerlig oljefase
AU2010331833B2 (en) Biodegradable lubricating composition and use thereof in a drilling fluid, in particular for very deep reservoirs
NO341246B1 (no) Fremgangsmåte ved boring i en underjordisk formasjon
MX2015002836A (es) Fluidos de perforacion de emulsion inversa libres de sal y metodos para perforar pozos.
WO2007134200A2 (en) Wellbore servicing fluids comprising grafted homopolymers and methods of using same
NO339213B1 (no) Framgangsmåte for å regulere inversjonen av et borefluid, samt fremgangsmåte for å regulere fuktbarheten av en filterkake.
CA2807700C (en) Drilling fluid composition
MX2015002227A (es) Concentrados de polimeros solubilizados, metodos de preparacion de los mismos, y fluidos de mantenimiento y de perforacion de pozos que contienen los mismos.
US9328280B2 (en) Additives for oil-based drilling fluids
AU2013256753B2 (en) Rheology modifiers
CA2874321A1 (en) Wellbore servicing fluids and methods of making and using same
EP2823013A1 (en) Wellbore servicing compositions and methods of making and using same
AU2014396227B2 (en) An invert emulsion drilling fluid containing an internal phase of a polyol and salt-water solution
US8575072B2 (en) Fluid loss additives and methods of making and using same
CN115895623A (zh) 一种沥青质沉积抑制剂组合物及其制备方法和应用

Legal Events

Date Code Title Description
FC2A Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application