NO300332B1 - Borefluid - Google Patents
Borefluid Download PDFInfo
- Publication number
- NO300332B1 NO300332B1 NO920121A NO920121A NO300332B1 NO 300332 B1 NO300332 B1 NO 300332B1 NO 920121 A NO920121 A NO 920121A NO 920121 A NO920121 A NO 920121A NO 300332 B1 NO300332 B1 NO 300332B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- water
- drilling fluid
- based drilling
- fluid according
- polyalkylene glycol
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 26
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 23
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical group [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 claims description 13
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 13
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 13
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 9
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 8
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical group CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 7
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical group [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 2
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 20
- 239000000463 material Substances 0.000 description 13
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 11
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 8
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 6
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 5
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 3
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical class OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N tetraethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCO UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000003934 Abelmoschus esculentus Nutrition 0.000 description 1
- 240000004507 Abelmoschus esculentus Species 0.000 description 1
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 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 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 239000011133 lead Substances 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000002932 luster Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Materials For Medical Uses (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører vannbaserte borefluider som er egnet for bruk i skifer- og leireformasJoner.
Et borefluid anvendes i forbindelse med det roterende boresystemet. Borefluidet pumpes fra overflaten ned innsiden av den roterende borestrengen, utføres gjennom åpninger i borekronen og returneres til overflaten via ringrommet mellom borestrengen og hullet.
Borefluidet tjener til å avkjøle og smøre borekronen og borestrengen, bringe borekaks til overflaten, konsolidere siden i borehullet, hindre inntrykking eller sammenrasing av formasjonen, regulere underoverflatetrykk, suspendere borekaks når søylen er statisk og minimalisere skade på ethvert reservoar som eventuelt påtreffes.
Borefluider inneholder generelt en bærer, et vektmiddel og kjemiske additiver. De deles vanligvis i to kategorier, vannbaserte slam (WBM) og oljebaserte slam (OBM). I det førstnevnte er bæreren et vandig medium og i sistnevnte er den en olje. Dieselolje ble tidligere benyttet som olje, men nylig har det blitt utviklet boreoljer av lav toksisitet for dette formål.
Mens WBM er mer miljømessig akseptabelt enn OBM (fordi sistnevnte fremdeles gir opphav til problemet med depoering av store mengder oljeforurenset borekaks, selv om oljen er av lav toksistet), så er slike erkjent for å være teknisk dårligere på en rekke viktige områder, slik som termisk stabilitet, smøreevne og skiferinhibering.
Selv om skifer er mykt og derfor relativt lett å bore gjennom så forårsaker det fremdeles mange problemer for bore-ingeniøren. Det dispergerer lett i fluidet, store klumper brytes av og faller ned i hullet, porer i skiferen kan inneholde fluider som holdes under trykk og i ekstreme tilfeller vil borehullet kollapse.
Siden skifer utgjør en høy andel av de bergarter som bores i lete- og produksjonsbrønner for olje og gass, spesielt i vikgite produksjonsområder slik som Nordsjøen, så er det viktig at boretider og problemer holdes ved et minimum når det bores gjennom slike formasjoner.
Mange WBM-formuleringer som innbefatter additiver har blitt foreslått i et forsøk på å få kontroll over reaktive skifermaterialer. Slike additiver inkluderer: (a) salter slik som kaliumklorid for å begrense vann-opptak, redusere svellingen av skiferen, og redusere
utluting av eventuelle saltavsetninger som påtreffes, (b) kjemisk modifisert stivelse eller cellluloseholdige
materialer som benyttes for å redusere fluidtap,
(c) vannoppløselige polyakrylamider eller andre vann-oppløselige polymerer som adsorberes på overflaten av skifer for binding av denne med et belegg av polymer
for derved å redusere dispergering av skiferen,
(d) kalk eller gips som, skjønt den er tungt oppløselig,
virker på lignende måte som (a) og
(e) asfaltenavledede produkter som hjelper fluidtap-regulering ved å virke som blokkerende midler for sprekker og mikrofrakturer.
Hittil har imidlertid ingen av disse formuleringene vært istand til å gi skiferinhibering til de nivåer som oppnås med
OBM.
Dette er fordi et OBM-materiale ikke reagerer med skifer. Et konvensjonelt WBM-materiale vil imidlertid reagere i større eller mindre grad med mange skifertyper og forårsake at disse sveller og kan gi opphav til problemer slik som fastkjørt rør, trangt hull, hull med større diameter enn borekronen, dårlig retningskontroll, dårlig sementering og dårlig slamtilstand (hvilket leder til utstrakt dumping og for-tynning og derfor høye slamomkostninger).
Det er et formål med foreliggende oppfinnelse å utvikle et WBM-materiale som nærmer seg den tekniske ytelsesevnen til et OBM-materiale uten å ofre dets miljømessige fordeler.
Selv om, slik det er gitt uttrykk for i det ovenstående, bruken av kaliumklorid som et additiv til WBM er kjent så er dets effekt ikke alltid ensartet og avhenger i betydelig grad av de andre bestanddelene i borefluidet.
Man har funnet at denne uensartethet er markert i tilfellet for polyalkylenglykoladditiver og spesielt for mono-, di-, tri- og polyalkylenglykoladditiver. I tilfellet for disse forbindelsene så har tilsetningen av et kaliumsalt til mono-, di- og trietylenglykolene liten positiv effekt og kan i virkeligheten ha en negativ effekt og kan anspore dispergeringen av visse leirer og skifermaterialer, for eksempel London-leire og i mindre grad Oxford-leire. I tilfellet for tetra- og polyalkylenglykoler av høyere molekylvekt så har man oppdaget at det er en synergistisk leirestabiliserende effekt mellom disse forbindelsene og kaliumsaltet.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det således tilveiebragt et vannbasert borefluid som innbefatter:
(a) et vandig medium,
(b) en polyalkylenglykol med generell formel:
hvor R er H eller CH3, R<1> er E eller en alkylgruppe inneholdene 1-4 karbonatomer og n er et tall i området fra 4 til 200, i en mengde på 0,5-60 %, fortrinnsvis 1-20 %, beregnet på volum av fluidet, og (c) et kaliumsalt i en mengde på 14,3-143, fortrinnsvis 28,6-85,7 g/l.
Konsentrasjonen av polyalkylenglykol som er nødvendig for å oppnå en ønsket effekt er avhengig av glykolens molekylvekt. Generelt gjelder at desto lavere molekylvekten er jo høyere er konsentrasjonen som er nødvendig, og vice versa.
Egnede polyalkylenglykoler er polyetylenglykoler.
Polyalkylenglykoler inneholdene varierende forhold av etylenoksyd (EO)- til propylenoksyd (PO)-enheter er også egnet, for eksempel 75 56 EO, 25 % PO; 50 % EO, 50 5& PO; og 25 % EO, 75 % PO.
Saltet er et kaliumsalt, fortrinnsvis kaliumklorid. Andre kaliumsalter slik som formeat, acetat, karbonat og fosfat er imidlertid også egnet.
Fluidet kan også inneholde ytterligere konvensjonelle bestanddeler slik som vektmidler, for eksempel barytt, hematitt eller blyglans; viskositetsregulerende midler for eksempel xantangummi, fluidtapsregulerende midler for eksempel stivelse eller cellulosederivater, skiferinhibitorer for eksempel polyakrylamid, og pH-regulerende midler for eksempel natrium- eller kaliumhydroksyd.
pH-verdien blir hensiktsmessig regulert til en verdi i området 7-13.
Det vandige mediet kan være ferskvann eller saltvann.
Oppfinnelsen illustreres ytterligere under henvisning til følgende eksempler.
EKSEMPLER
For å bedømme de inhiberende egenskapene til et fluid inneholdene en polyalkylenglykol så innebar fremgangsmåten i hvert forsøk tilveiebringelse av forskjellige vann- og oppløsningsmiddel konsentrasjoner, tilsetning av en kjent mengde av dispergerbar leire (2-4 mm fraksjon) og rulling av den resulterende blanding ved romtemperatur og 20 omdr./min i 16 timer. Ved sluttend av denne tiden ble den ikke-disper-gerte leirefraksjonen (> 0,5 mm) utvunnet, tørket, veiet og eventuelt korrelasjon mellom oppløsningsmiddeltype, konsentrasjon og skiferinhibering notert.
I noen forsøk ble kaliumklorid eller et annet salt tilsatt til blandingen.
Testene ble utført på London-leire, en tertiær leire rik på svellende mineraler og representativ for en Nordsjø-gumbo.
Skifer kan defineres som en finkornet sedimentær bergart bestående av konsolidert silt og leire eller salm.
Testene på leireprøver er ekvivalente med tester på skifermaterialer.
EKSEMPEL 1
London-leire ble dispergert i sjøvann inneholdene varierende konsentrasjoner av polyetylenglykolmaterialene mono-, di-, tri- og tetraetylenglykol og i nærvær eller fravær av kaliumkorid (28,5 g/l). Resultatene er angitt i tabell 1. Tall i parantes representerer resultatene fra forsøk hvor kaliumklorid var tilstede. Resultatene viser at tilsetningen av kaliumklorid til sjøvann synes å anspore dispergeringen av London-leire for mono-, di- og trietylenglykoler. For tetraetylenglykol er imidlertid effekten reversert og tilsetningen av kaliumklorid inhiberer dispergeringen av London-leire.
EKSEMPEL 2
London-leire ble dispergert i sjøvann inneholdene varierende konsentrasjoner av polyetylenglykoler med verdier for n større enn 4. Disse resultatene er presentert i tabell 2, som i tabell 1. Resultatene viser at for disse materialene av høyere molekylvekt så trenges vesentlig lavere mengder av glykolmateriale for å inhibere dispersjonen av London-leire og at ytelsesevnen til disse additivene forbedres i nærvær av kaliumklorid til det punkt hvorved London-leire kan hindres fullstendig i å dispergere.
Oppløsningsmiddel A er en blanding av polyetylenglykoler med gjennomsnittlig molekylvekt på 280. Oppløsningsmidler B, C og D er polyetylenglykoler solgt under varebetegnelsen Breox av BP Chemicals Ltd.
EKSEMPEL 3
For å bestemme om nytteeffekten av tilsetning av kaliumklorid resulterer fra tilstedeværelsen av kalium eller ganske enkelt fra å endre ionestyrken til sjøvannet, så ble en rekke forskjellige andre salter av molarkonsentrasjoner identisk med 28,5 g/l KC1 (0,4 M) tilsatt til sjøvann. Polyglykolen som ble benyttet var oppløsningsmiddel C i tabell 2 i en konsentrasjon på 0,5 volum-56. Resultatene i eksempel 3 er vist i tabell 3 som viser at nytteeffekten skyldes kalium.
EKSEMPEL 4
For å bestemme effekten av kjemisk sammensetning på dispergeringen av London-leire så ble to polyalkylenglykolfluider inneholdene varierende forhold av etylen- og propylenoksyd analysert. Resultatene er angitt i tabell 4. Resultatene viser at lave mengder av pclyalkylenglykolmaterialet er nødvendig for å inhibere dispergeringen av London-leire og at ytelsesevnen til disse additivene forbedres i nærvær av kaliumklorid til det punkt hvor London-leire kan hindres fullstendig i å dispergere.
Oppløsningsmidler E og F er polyetylen/polypropylenglykoler solgt under varebetegnelsen Breox av BP Chemicals Ltd.
EKSEMPLER 5- 9
Etter å ha fastslått den inhiberende natur til basisfluidet så kan andre komponenter deretter tilsettes for tilveiebringelse av et helt slamsystem.
Eksempler 5-9 illustrerer slamformuleringer og effekten av tilsetning av en polyglykol. Følgende fremgangsmåte ble benyttet for fremstilling av slam og for bedømmelse av effekten av tilsetning av en polyglykol.
Slam ble fremstilt ved oppløsning av polymerene i sjøvann (med unntakelse for eksempel 6) og blandingen fikk eldes i et minimum av 30 minutter. All blanding ble utført på en Hamilton Beach-blander. Kaliumklorid ble tilsatt til oppløsningen av polymerer og pH-verdien sluttlig justert med kaliumhydroksyd til pH 9.
For å vurdere sterkt inhiberende, fullstendig formulerte vannbaserte slamsystemer så ble det benyttet en mer aggresiv dispergeringstest enn den benyttet i de foregående forsøk. Testen anvender ca 100 g av stykker av London-leire i størrelsesområdet 4-8 mm. Stykkene anbringes inne i en sylindrisk trommel hvis buede overflate omfatter et 5 mm nett av messing eller stål. Trommelen inneholdene skiferen nedsenkes delvis (til trommelens halve diameter) i slammet som skal testes og trommelen roteres i 4 timer ved omgiv-elsestemperatur. Etter denne tiden blir gjenværende skifer utvunnet, vasket og tørket og mengden av skifer tapt ved dispergering i fluidet beregnet. Undersøkelse av mengdene av utvunnet skifer i forskjellige slamsystemer gir sammen-ligninger av den relative inhiberende natur til slamsystemene som testes.
Resultatene er vist i nedenstående tabell 5.
- Alle konsentrasjoner er i g/l med mindre annet er angitt
- % er volum-56
Olje- boreolje av lav toskisitet (ex BP 83HF fra BP Chemicals Ltd. ).
Xantan = XC polymer (ex Kelco).
CMC = Na- karboksymetylcellulose - CMC LoVis (ex Baroid). Anionisk polyakrylamid - Alcomer 120L - ex Allied Colloids
A = oppløsningsmiddel A i eksempel 2.
F = oppløsningsmiddel F i eksempel 4
Eksempel 5 er et basisk WBM, som ikke er ifølge foreliggende oppfinnelse.
Eksempel 6 illustrerer et oljebasert slam.
Eksempel 7 illusterer et forbedret vannbasert slam, som ikke er ifølge foreliggende oppfinnelse.
Eksempel 8 er slammet ifølge eksempel 7 med 3 % polyglykol A tilsatt.
Eksempel 9 er slammet ifølge eksempel 7 med 3 # polyglykol F tilsatt.
Eksemplene 8 og 9 er i overensstemmelse med foreliggende oppfinnelse og viser sterkt forbedrede egenskaper sammen-lignet med det andre WBM og nærmer seg standarden for OBM-materialet.
Claims (8)
1.
Vannbasert borefluid innbefattende: (a) et vandig medium, karakterisert ved at det også inneholder kombinasjonen av (b) en polyalkylenglykol med den generelle formel:
hvor R er H eller CH3, R<*> er E eller en alkylgruppe inneholdene 1-4 karbonatomer og n er et tall i området fra 4 til 200, i en mengde på 0,5-60 #, fortrinnsvis 1-20 %, beregnet på volum av fluidet, og (c) et kaliumsalt i en mengde på 14,3-143, g/l.
2.
Vannbasert borefluid ifølge krav 1, karakterisert ved at konsentrasjonen av polyalkylenglykolen er i området 1-20 volum-# av fluidet.
3.
Vannbasert borefluid ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at konsentrasjonen av kaliumsaltet er i området 28,6-25,7 g/l.
4.
Vannbasert borefluid ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at polyalkylenglykolen er en polyetylenglykol.
5.
Vannbasert borefluid ifølge hvilket som helst av kravene 1-4, karakterisert ved at polyalkylenglykolen inneholder etylenoksyd- og propylenoksydenheter i et forhold i området 1:3 til 3:1.
6.
Vannbasert borefluid ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at kaliumsaltet er kaliumklorid.
7.
Vannbasert borefluid ifølge hvilket som helst av kravene 1-5, karakterisert ved at kaliumsaltet er et formeat, acetat, karbonat eller fosfat.
8.
Vannbasert borefluid ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at det i tillegg inneholder en eller flere komponeneter valgt fra gruppen bestående av vektmidler, viskositetsregulerende midler, fluidtapsregulerende midler, skiferinhibitorer og pE-reguleringsmidler.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB919100699A GB9100699D0 (en) | 1991-01-12 | 1991-01-12 | Drilling fluid additive |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO920121D0 NO920121D0 (no) | 1992-01-09 |
NO920121L NO920121L (no) | 1992-07-13 |
NO300332B1 true NO300332B1 (no) | 1997-05-12 |
Family
ID=10688361
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO920121A NO300332B1 (no) | 1991-01-12 | 1992-01-09 | Borefluid |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP0495579B1 (no) |
CA (1) | CA2058856C (no) |
DE (1) | DE69208482T2 (no) |
ES (1) | ES2083674T3 (no) |
GB (1) | GB9100699D0 (no) |
NO (1) | NO300332B1 (no) |
SG (1) | SG44682A1 (no) |
Families Citing this family (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB9321856D0 (en) * | 1993-10-22 | 1993-12-15 | Bp Chem Int Ltd | Drilling fluid |
GB2297774B (en) * | 1995-02-10 | 1998-10-07 | Sofitech Nv | Drilling fluid |
GB2297775B (en) * | 1995-02-10 | 1998-10-07 | Sofitech Nv | Drilling fluid |
US5635458A (en) * | 1995-03-01 | 1997-06-03 | M-I Drilling Fluids, L.L.C. | Water-based drilling fluids for reduction of water adsorption and hydration of argillaceous rocks |
US6015535A (en) | 1995-04-06 | 2000-01-18 | Cabot Corporation | Process for producing purified cesium compound from cesium alum |
US5586608A (en) * | 1995-06-07 | 1996-12-24 | Baker Hughes Incorporated | Method of making an anti-bit balling well fluid using a polyol having a cloud point, and method of drilling |
GB2304354A (en) | 1995-08-17 | 1997-03-19 | Sofitech Nv | Drilling fluid |
EP0760391A1 (en) | 1995-09-04 | 1997-03-05 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Water-based drilling fluid |
WO1997010313A1 (en) | 1995-09-11 | 1997-03-20 | M-I L.L.C. | Glycol based drilling fluid |
US5905061A (en) * | 1996-08-02 | 1999-05-18 | Patel; Avind D. | Invert emulsion fluids suitable for drilling |
US6589917B2 (en) | 1996-08-02 | 2003-07-08 | M-I Llc | Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility |
US6080704A (en) * | 1997-03-11 | 2000-06-27 | Halliday; William S. | Glycols as gas hydrate inhibitors in drilling, drill-in, and completion fluids |
US6242389B1 (en) | 1997-04-14 | 2001-06-05 | Bp Chemicals Limited | Ethers |
US5990050A (en) * | 1998-01-08 | 1999-11-23 | M-I L.L.C. | Water soluble invert emulsions |
US6405809B2 (en) | 1998-01-08 | 2002-06-18 | M-I Llc | Conductive medium for openhold logging and logging while drilling |
US6793025B2 (en) | 1998-01-08 | 2004-09-21 | M-I L. L. C. | Double emulsion based drilling fluids |
US6308788B1 (en) | 1998-01-08 | 2001-10-30 | M-I Llc | Conductive medium for openhole logging and logging while drilling |
US6029755A (en) * | 1998-01-08 | 2000-02-29 | M-I L.L.C. | Conductive medium for openhole logging and logging while drilling |
GB2340521B (en) | 1998-08-15 | 2000-09-13 | Sofitech Nv | Shale-stabilizing additives |
US6489270B1 (en) | 1999-01-07 | 2002-12-03 | Daniel P. Vollmer | Methods for enhancing wellbore treatment fluids |
US6635604B1 (en) | 1999-02-11 | 2003-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Low molecular weight water soluble organic compounds as crystallization point suppressants in brines |
US6828279B2 (en) | 2001-08-10 | 2004-12-07 | M-I Llc | Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid |
US7341980B2 (en) * | 2004-11-22 | 2008-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
WO2006096929A1 (en) * | 2005-03-14 | 2006-09-21 | Shelljet Pty Limited | Method of rock drilling or cutting and fluid therefor |
AU2013404956A1 (en) * | 2013-11-08 | 2016-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Copolymer surfactants for use in downhole fluids |
GB2586924B (en) * | 2013-11-08 | 2021-06-02 | Halliburton Energy Services Inc | Copolymer surfactants for use in downhole fluids |
US10640694B2 (en) | 2017-02-03 | 2020-05-05 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods of making of shale inhibition fluids |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2786027A (en) * | 1955-09-16 | 1957-03-19 | Exxon Research Engineering Co | Modified starch containing drilling muds having a reduced filtration rate |
US4830765A (en) * | 1987-12-04 | 1989-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same |
US5007489A (en) * | 1990-04-27 | 1991-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid methods and composition |
-
1991
- 1991-01-12 GB GB919100699A patent/GB9100699D0/en active Pending
-
1992
- 1992-01-07 CA CA 2058856 patent/CA2058856C/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-01-08 DE DE1992608482 patent/DE69208482T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1992-01-08 SG SG1996005496A patent/SG44682A1/en unknown
- 1992-01-08 EP EP19920300151 patent/EP0495579B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-01-08 ES ES92300151T patent/ES2083674T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1992-01-09 NO NO920121A patent/NO300332B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2058856C (en) | 2003-03-11 |
EP0495579B1 (en) | 1996-02-28 |
ES2083674T3 (es) | 1996-04-16 |
NO920121L (no) | 1992-07-13 |
GB9100699D0 (en) | 1991-02-27 |
EP0495579A3 (en) | 1993-03-17 |
CA2058856A1 (en) | 1992-07-13 |
DE69208482D1 (de) | 1996-04-04 |
DE69208482T2 (de) | 1996-08-01 |
NO920121D0 (no) | 1992-01-09 |
SG44682A1 (en) | 1997-12-19 |
EP0495579A2 (en) | 1992-07-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO300332B1 (no) | Borefluid | |
AU726193B2 (en) | Well servicing fluid for trenchless directional drilling | |
DK1740671T3 (en) | Inhibitivt, water-based drilling fluid system | |
AU2009294452B2 (en) | Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations | |
NO339481B1 (no) | Vannbasert boreslam med høy ytelse og fremgangsmåte for anvendelse | |
US5639715A (en) | Aqueous based drilling fluid additive and composition | |
WO2006082360A2 (en) | Wellbore treatment fluids having improved thermal stability | |
NO177011B (no) | Vannbasert borefluid | |
US5376629A (en) | Oil-based drilling muds comprising a weighting agent having a siloxane or silane coating thereon | |
CA2677550A1 (en) | Water-based drilling fluid | |
CA2115390C (en) | Fluid composition comprising a metal aluminate or a viscosity promoter and a magnesium compound and process using the composition | |
CN113122192A (zh) | 控制泥浆性质的技术 | |
Bennett | New drilling fluid technology mineral oil mud | |
MX2013000721A (es) | Metodo y composicion diluyente a base de agua, biodegradable para perforar perforaciones subterraneas con fluido de perforacion de base acuosa. | |
US3123559A (en) | Hccjhio | |
Sauki et al. | Application of Ester based drilling fluid for shale gas drilling | |
US6107256A (en) | Method of and additive for controlling fluid loss from a drilling fluid | |
GB2245292A (en) | Drilling fluid | |
GB2245294A (en) | Drilling fluid | |
GB2277338A (en) | Drilling fluid | |
US20080227671A1 (en) | Low toxicity shale hydration inhibition agent and method of use | |
US10640694B2 (en) | Compositions and methods of making of shale inhibition fluids | |
Carney et al. | Water-Base Mud System Having Most of the Advantages of Any Oil-Base System Plus Ecological Advantages | |
CA2043783A1 (en) | Pseudoplastic mixed metal layered hydroxide fluid with fluid loss additive and method of use in penetrating the earth | |
WO2018232532A1 (en) | DRILLING FLUID AND METHOD OF TUNNELLING |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |