NO303129B1 - FremgangsmÕte for boring av en br÷nn og br÷nnborefluid - Google Patents

FremgangsmÕte for boring av en br÷nn og br÷nnborefluid Download PDF

Info

Publication number
NO303129B1
NO303129B1 NO912215A NO912215A NO303129B1 NO 303129 B1 NO303129 B1 NO 303129B1 NO 912215 A NO912215 A NO 912215A NO 912215 A NO912215 A NO 912215A NO 303129 B1 NO303129 B1 NO 303129B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
glycol
drilling fluid
emulsion
well drilling
fluid
Prior art date
Application number
NO912215A
Other languages
English (en)
Other versions
NO912215L (no
NO912215D0 (no
Inventor
Ronald G Bland
Dennis K Clapper
Original Assignee
Baker Hughes Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of NO912215D0 publication Critical patent/NO912215D0/no
Publication of NO912215L publication Critical patent/NO912215L/no
Publication of NO303129B1 publication Critical patent/NO303129B1/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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/34—Organic liquids

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
  • Fireproofing Substances (AREA)
  • Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
  • Pens And Brushes (AREA)
  • Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Medicinal Preparation (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for boring av en brønn og borefluid av den typen som er anvendt i boring av et borehull i en underjordisk formasjon og som virker som et erstatningsfluid for et olje-base slam.
I løpet av boring av olje- og gassbrønner, blir borefluidet sirkulert rundt det indre av borestrengen, og deretter tilbake opp til overflaten gjennom ringrommet mellom borestrengen og veggen til borehullet. Borefluidet har flere hensikter, inkludert smøring av borekronen og borerøret, bæring av borkaks fra bunnen av brønnborehullet til overflaten av grunnen, og å utøve et hydrostatisk trykk på formasjonen som blir drillet for å forhindre at olje, gass eller vann forsvinner inn i brønnborehullet i løpet av boringen.
Noen ganger i løpet av boringen sitter borestrengen fast, og kan ikke bli hevet, senket eller rotert. Det er mange årsaker til dette problemet, og den mest vanlige årsaken er fastkiling. Differensial-fastkiling oppstår vanligvis når de permeable boreformasjonene og borehulltrykkene er større enn formasjonstrykkene, og når borerøret forblir i ro mot borehullveggen i lang nok tid for å muliggjøre at slamfilterkaken bygges opp rundt røret. Trykket utøvet av borefluidet holder da røret mot kakeveggen.
I mange år har oljebaserte fluider vært populære både som borefluider og som fluider for forkilte rør. Disse fluidene består vanligvis av en hydrokarbonolje eller oljer som hovedkomponent av den flytende fasen som forskjellige materialer blir tilsatt til, for å tilveiebringe de ønskede egenskapene til borefluidet. Disse fluidene er godt tilpasset for anvendelse i underjordiske formasjoner, inneholdende vannsensitive leirer eller skifere som sveller og disintegre-rer når de kommer i kontakt med vannbaserte borefluider. Slike fluider er vesentlig vannfrie, taper for det meste olje som filtrat og forårsaker ingen svelling eller disintegrasjon av vannsensitive leirer eller skifere. Et meget anvendt oljebasert fluid er beskrevet i US-patent nr. 3.099.624, utstedt 30. juli 1963, til Doyne L. Wilson. Vann-i-olje-emulsjoner blir også anvendt som borefluider. Disse fluidene inneholder en høy prosentandel olje, og en mindre prosentandel vann dispergert i den kontinuerlige eller ytre fasen av oljen.
For å befri tette rør, har tidligere teknikk for behandling innbefattet plassering i, og bevegelse gjennom, det sirkulerende slamsystemet av et volum av et frigjøringsmiddel, kjent som et "spotting" fluid, som er tilstrekkelig for å fullstendig kontakte regionen til borehullet hvor røret sitter fast. Et på egnet måte veid oljebasert fluid, blir sirkulert i borehullet til en posisjon motsatt av det fastsittende intervallet. Over en tidsperiode blir integrite-ten til slamfilterkaken mellom drillrøret og borehullet redusert, og dette tillater trykkutligning på alle sidene av røret. Invasjon av olje inn i filterkaken antas også å redusere de adhesive kreftene og smøre området mellom røret og borehullet, og dette resulterer i mindre friksjon og hurtigere frigjøring.
Oljebaserte formuleringer anvendt tidligere, som "spotting"-fluider, er bl.a. beskrevet i US-patent nr. 4.436.638 og 4.464.269. Vannbaserte formuleringer er også kjent for anvendelse ved frigjøring av differensielt fastkilte rør. De er bl.a. beskrevet i US-patentene 3.233.622; 4.230.587; 4.466.486 og 4.614.235. Invertemulsjoner med en ikke-hydrokarbon, ikke-mineralolje ytre fase og en vandig indre fase er ikke blitt anvendt.
Omgivende restriksjoner har i den siste tiden enten nektet, eller betraktelig begrenset, anvendelsen av oljebaserte og invertemulsjonsoljeslam som enten borefluider eller som "spotting"-fluider. I mange havområder så som Gulfen i Mexico, er anvendelsen av oljeslam sterkt regulert. Restrik- tive reguleringer har dermed skapt et behov for et nytt fluid som vil oppfylle nisjen som tidligere tilhørte oljeslam, dvs. borefluider for aktive leirholdige formasjoner og "spotting"-fluider, anvendt for å frigjøre borerør holdt av differensielt trykk.
Foreliggende oppfinnelse har til oppgave å tilveiebringe et slikt erstatningsf luid for oljebasert slam, som har betraktelige fordeler i forhold til vannbaserte fluider når anvendt i overnevnte brønnboreoperasjoner.
En annen hensikt ifølge oppfinnelsen er å tilveiebringe et nytt fluid for brønnboringsoperasjoner som tilveiebringer forbedret hullstabilitet, borekronesmøring og som mini-maliserer hydrering og dispersjon av skifer innenfor det sirkulerende fluidsystemet.
En annen hensikt ifølge oppfinnelsen er å tilveiebringe et slikt fluid som vil utføre funksjonen til et oljebasert "spotting"-fluid, men som ikke etterlater et skjær på mottagende vann, og som oppfyller toksisitetsstandarder i miljøet, og som dermed eliminerer omgivende problemer forårsaket av oljebaserte fluider.
Foreliggende oppfinnelse vedrører følgelig en fremgangsmåte for boring av en brønn, kjennetegnet ved å danne et erstatningsf luid for et olje-baseslam, hvor erstatningen er en saltvann-i-glykol invert emulsjon som har en glykol ytre fase og en saltvanns indre fase ved først å kombinere en glykol som har en molekylvekt mellom 250 og 1000 som er oppløselig i en saltvannsoppløsning med 3$ saltinnhold eller mindre med en saltvannsoppløsning som har et saltinnhold som er høyere enn 3$, for derved å gjøre den ytre fasen og indre fasen ublandbare, i det emulsjonen er kjennetegnet ved fravær av hydrokarbon, mineral, vegetabilske og dyreoljer; tilsetning av et emulgeringsmiddel for å danne en emulsjon; tilsetning av tetthetsøkende middel til emulsjonen for å danne et tett- hetsøkt brønnborefluid; og sirkulering av nevnte tetthetsøkte brønnborefluid i nevnte brønn.
Det er følgelig videre beskrevet et brønnborefluid av den typen som er anvendt i boring av et borehull i en underjordisk formasjon og som virker som et erstatningsfluid for et olje-baseslam, kjennetegnet ved at brønnborefluidet omfatter: et ytre fase bestående vesentlig av en glykol, og en saltvannsinneholdende indre fase, i det den ytre fasen og den indre fasen er kombinert for å danne en invert emulsjon, og glykol ytre fase er kjennetegnet ved å ha en molekylvekt i området fra 250 til 1000, med et sløringspunkt i området fra 15° til 83°C, og er oppløselig eller dispergerbar i sjøvann ved et saltinnhold på 3% og lavere;
et emuleringsmiddel; og
et tetthetsøkende middel.
Vann-i-glykolemulsjonen kan bli anvendt som et "spotting"-fluid for en fastkilt borestreng ved inkorporering av saltvann-i-glykolemulsjonen inn i et konvensjonelt borefluid, og kontakting av borehullsonen tilstøtende til den fastkilte borestrengen med "spotting"-fluidet. Dette blir oppnådd ved sirkulering av "spotting"-fluidet til borehullsonen tilstøt-ende til den fastkilte borestrengen.
Ytterligere hensikter, trekk og fordeler vil fremkomme fra beskrivelsen som følger.
Nye borefluider ifølge oppfinnelsen er inverte emulsjoner som har en ikke-hydrokarbon, ikke-mineralolje ytre eller "kontinuerlig" fase og en vandig indre fase. Betegnelsen "emulsjon" blir vanligvis anvendt for å beskrive systemer der vann er den ytre eller kontinuerlige fasen og, f.eks. oljen er dispergert innenfor den ytre fasen. Med betegnelsen "invert" menes at ikke-hydrokarbon, ikke-mineraloljeforbind- eisen er den kontinuerlige eller ytre fasen, og det vandige fluidet er den indre fasen.
Den ikke-hydrokarbon ikke-mineralolje ytre fasen kan være av et hvilket som helst materiale som danner en stabil emulsjon med den indre fasen, som er mindre toksisk enn inverte hydrokarbonoljeemulsjoner, som ikke etterlater et skjær på mottagende vann, dvs. er vannoppløselig eller dispergerbar ved frigivelse ved overflatetemperatur og trykkbetingelser som forklart nedenfor.
Materialet valgt for den ytre fasen kan være en hvilken som helst glykol som ellers er kompatibel med hensikten ifølge oppfinnelsen, som forklart nedenfor. Foretrukne materialer for den ytre fasen blir valgt fra gruppen bestående av polypropylenglykoler, polypropylenglykoletere og propylenoksidpolymeriske addukter av alkoholer eller blandinger av alkoholer. Foretrukne materialer har molekylvekter varierende fra omtrent 60 til 1000, mest foretrukket er omtrent 250 til 1000. Molekylvekten til det valgte materialet bør være slik at materialet er oppløselig eller dispergerbar i sjøvann, ved et saltinnhold på omtrent 3$ eller lavere, men som er vesentlig uoppløselig i en saltoppløsning, så som 20 til 23$
(mettet) natriumkloridoppløsning, hvorved en stabil emulsjon kan bli dannet uten at det valgte materialet danner en homogen oppløsning med den vandige fasen.
Ved valg av et materiale for den ytre fasen, tilveiebringer det karakteristiske "slørepunkt" til materialet, en in-dikasjon på dets molekylvekt og dermed evne til å danne en stabil emulsjon. Sløringspunktet til materialet er fortrinnsvis i området fra omtrent 15 til 83° C for en testoppløsning som omfatter minst 1 vekt-# av materialet. Sløringspunktet for materialet kan bli bestemt ved å danne et fluid som omfatter minst 1 volum-# av materialet i deionisert vann eller saltoppløsning, og oppvarming av fluidet helt til det først blir sløret. Sløringspunktet er den temperaturen hvorved materialet begynner å komme ut av oppløsningen, og dermed blir ublandbar i vann og ter seg som en fri olje. Spesielt foretrukne materialer for den ytre fasen innbefatter polypropylenglykol med et sløringspunkt på 50°C, oppnåelig kommersielt som ARNOX D-400 fra Baker Performance Chemicals og propoksylerte tripropylenglykolbunder som har et slørings-punkt i området fra 25-71°C. Mest foretrukket molekylvektsom-råde for disse materialene er omtrent 250-600 for polypropylenglykol og 600-1000 for propoksylerte tripropylenglykol-bunner.
Foretrukne propylenoksidpolymeriske addukter er kondensater av propylenoksid og eventuelt etylenoksid med alkoholer og innbefatter etylenoksidpropylen-oksidblokkkopolymerer av alkoholblandinger representert ved den strukturelle formelen:
der R representerer en alkylgruppe fra omtrent 4-12 karbonatomer og x er et tall fra omtrent 0 til 10, y er et tall fra omtrent 5 til 20, og z er et tall fra omtrent 5 til 25. Denne foretrukne materialklassen kan bli oppnådd fra Olin Chemicals under varemerket "POLY-TERGENT". Det foretrukne materialet har en total molekylvekt i området på omtrent 500-3000.
Propylenoksidadduktene innbefatter også etylen-oksidpropylen-oksidtilfeldige kopolymerer av alkoholer eller alkoholblandinger som har en strukturell formel:
der R betyr en alkylgruppe på fra omtrent 1-10 karbonatomer, n er et tall i området fra omtrent 3-10 og m er et tall i området fra omtrent 0-10. Denne foretrukne klassen av
materialer kan bli oppnådd fra BASF Wyandotte Corporation under varemerket "PLTJRACOL W" og har en total molekylvekt i området fra omtrent 200-2000.
Polypropylenglykoeterne faller innenfor klassen med generell formel:
der Ri betyr hydrogen eller en laverealkylgruppe med fra 1 til 8 karboner, R2betyr en laverealkylgruppe med fra 1 til 8 karboner, R3betyr hydrogen, metyl og etyl og n betyr et tall på 1 til 16, fortrinnsvis 1 til 5. Innbefattet i denne klassen er metylmonoeter av propylenglykol, etylmonoeter av propylenglykol, propylmonoeter av propylenglykol, metylmonoeter av dipropylenglykol og etylmonoeter av dipropylenglykol.
De senere miljøreguleringene for borefluider til havs, krever at: 1) ikke noe "skjær" blir etterlatt på mottagervannene av borefluidet og 2) at borefluidet oppfyller stringente toksisitetsgrenser målt ved bioanalyser på Mysidopsis bahia-reker. Generiske slam som blir anvendt i Mysidopsis bio-analysen er beskrevet i T.W. Duke et al., "Acute Toxicity of Eight Laboratory Prepared Generic Drilling Fluids to Mysids", 1984, EPA 600, 3-84-067. Mysid-reke-analysemål på toksisite-ten, eller LC50, er den dødelige konsentrasjonen som dreper 50% av Mysid-reke-populasjonen. Den dødelige konsentrasjonen av en 10$ i volum-kandidat, veid ytre fasemateriale i et generisk slam målt ifølge Mysidopsis bahia bioanalyse LC50-analyser, bør være høyere enn omtrent 30.000 ppm for et egnet kandidat-materiale.
Det er også nødvendig at den ytre fasen ikke "etterlater et skjær på mottakervannene" ved frigjøringen. Saltvann-i-glykol-invertemulsjonen er vannoppløselig eller dispergerbar når den blir fortynnet med sjøvann ved frigjøringen, og etterlater ikke noe oljelignende skjær. Kandidatmateriale må dermed være ublandbart i saltvann ved en saltgrad på omtrent 3% eller høyere, men er oppløselig eller dispergerbar i sjøvann når saltvannsinnholdet faller under omtrent 3%.
Den indre fasen anvendt for dannelsen av den indre fasen, kan bli definert som en vandig oppløsning inneholdende fra omtrent 100 til 350.000 deler pr. million metallioner, så som litium, natrium, kalium, magnesium eller kalsiumioner. Foretrukne saltvann som blir anvendt for å danne den indre fasen av emulsjonene ifølge oppfinnelsen, inneholder fra omtrent 10 til omtrent 23 vekt-# (mettet) natriumklorid, og kan inneholde forskjellige mengder av andre oppløste salter så som natriumbikarbonat, natriumsulfat, natriumacetat, natriumborat, kaliumklorid eller kalsiumklorid.
Forholdet mellom saltvann og glykol i emulsjonene ifølge oppfinnelsen, bør generelt tilveiebringe et så høyt salt-vannsinnhold som mulig, men enda opprettholde en stabil emulsjon på grunn av at et borefluid med et høyt vanninnhold er billigere og mindre vanskelig å arbeide med enn et borefluid inneholdende et lavt vanninnhold. Glykol/saltvannsforhold i området fra omtrent 82:18 til 55:45 er blitt funnet å virke tilfredsstillende, avhengig av den bestemte glykolen som blir valgt. Vanninnholdet til et typisk borefluid fremstilt i henhold til beskrivelsen i oppfinnelsen, vil dermed ha et vandig (vann) innhold på omtrent 5 til 50 volum-as , idet det mest foretrukne område er omtrent 20 til 40 volumprosent, mest foretrukket er omtrent 30 volum-# borefluid.
For å danne en stabil emulsjon, blir et overflateaktivt middel eller emulgeringsmiddel tilsatt til de ytre, indre eller begge fasene. Emulgeringsmidlet kan være et hvilket som helst av et antall organiske syrer som er kjent for fagfolk innenfor dette området, inkludert monokarboksyl alkanoiske syrer, alkenoiske syrer eller alkynoiske fettsyrer innehold ende fra 2 til 22 karbonatomer, og blandinger derav. Eksempler på denne gruppen av syrer innbefatter eddiksyre, stearinsyre, oljesyre, kaproisk syre, kapronsyre, smørsyre, behenisk syre, palmitinsyre, arachidisk syre, myristo-oljesyre, palmitoleisk syre, elaidisk syre, linoleisk syre, linolensyre, elaceostearinsyre og tarinsyre. Adipisk syre, et medlem av alifatiske dikarboksylsyrer,kan også bli anvendt. Foretrukne overflateaktive midler eller emulgeringsmidler er fettsyrekalsiumsalter, lecitin og kalk. Lecitin er en blanding av diglyceridene av stearinsyre, palmitinsyre og oljesyre, koblet til cholinesteren av fosforsyren. Det er kommersielt tilgjengelig og blir oppnådd fra eggeplomme og soyabønner.
VISKOSITETSFORBEDRENDE MIDLER
De viskositetsforbedrende midlene kan også bli tilsatt for å forbedre suspenderingsevnen til de faste stoffene i borefluidet. Egnede viskositetsforbedrende midler innbefatter kommersielt tilgjengelige organofiliske leirer, bentonitter, attapulgittleirer, sepiolitt, guar, karboksymetylguar, hydroksypropylguar, røkte silikaer, røkt aluminiumoksyd o.l. Foretrukne viskositetsforbedrende midler innbefatter sepiolitt, organofilisk leire og behandlede røkte silikaer.
TETTHETØKENDE MIDLER
De tetthetøkende middelmaterialene kan også bli anvendt for å øke tettheten til borfluidene ifølge oppfinnelsen til en tetthet i området fra omtrent 0,9998 kg/l til 1,796 kg/l og høyere. Tetthetøkende middelmaterialer som er kjent innenfor fagområdet, innbefatter baritt, ilmenitt, kalsiumkarbonat, jernoksid og blysulfid. Foretrukne tetthetøkende middel-materiale er kommersielt tilgjengelig baritt.
Nedenfor følger tre eksempler på formuleringer som har produsert tette, stabile emulsjoner. Disse formuleringene er basert på tre forskjellige suspenderingsmidler - sepiolitt, organofilisk leire og behandlet røkt silika. Fremgangsmåten for dannelse av disse tre typene glykolemulsjoner kan i korthet bli beskrevet som følger:
1) SepiolittformuleriiE
Saltvann ( 20% vandig natriumklorid) blir viskosifisert ved blanding av sepiolitt med saltvann i en blandemaskin. Saltvann/sepiolittoppslemmingen ble tilsatt til en blanding av polypropylenglykol, rå talloljefettsyre, lecitin (CLEARATE B-60 fra W.A. CLEARY CORP.) og kalk. Den kombinerte blandingen blir omfattende blandet for å danne en invert emulsjon. Emulsjonen blir fortrinnsvis fremstilt ved anvendelse av et høyt glykol-til-saltvannsforhold som 82:18. Glykol/saltvannsforholdet kan bli redusert til 55:45 ved tilsetning av 20% (aq) natriumklorid.
2) Organofilisk leireformulering
En blanding av polypropylenglykol, rå tallolje-fettsyre, lecitin (CLEARATE B-60 fra W.A. CLEARY CORP.) og kalk blir blandet i flere minutter i en blandemaskin. Organofilisk leire blir tilsatt, og blandingen blandet ved høyskjær i ti minutter. Saltvann blir deretter tilsatt i løpet av høyskjær for å danne emulsjonen. Baritt må bli tilsatt øyeblikkelig for å opprettholde emulsjonen.
3) Behandlet røkt silikaformulering
Propoksylerte tripropylenglykolrester, molekylvekt til rundt 600, blir viskosifisert med et behandlet røkt silika (CAB-0-SIL TS - 610 fra CABOT CORP.). Denne glykolen har et relativt lavt sløringspunkt på 25 °C (50$ oppløsning i deionisert vann). En typisk formulering innbefatter rå talloljefettsyre, kalk og 20% (aq) natriumklorid. Glykol/saltvannsforholdet varierer fra 60/40 til 80/20. Preparering krever moderat skjær og emulsjonene er stabile uten baritt.
De reologiske egenskapene til saltvann-i-glykolemulsjonene ble målt med et Fann 35 viskometer ifølge API RP 13B. De fleste prøvene ble eldet statisk og noen ganger dynamisk ved 65°C.
Følgende eksempler skal illustrere oppfinnelsen:
EKSEMPEL I
En saltvann-i-glykolemulsjon med et glykol/saltvannsforhold på 82:18 (tabell 1) ble dannet ved først å fremstille en sepiolitt/saltvannssuspensjon ved å blande en sepiolitt/20#
(aq) natriumkloridoppslemming i flere minutter i en bar-blander eller blandemaskin. Sepiolittsuspensjonen ble deretter tilsatt til en blanding av polypropylenglykol 400 (sløringspunkt 50°C i 50% deionisert vann), rå tallolje-fettsyre, (CLEARATE B-60 (W.A. CLEARY CORP.) og kalk, og skjæring av blandingen i flere minutter for å emulgere saltvannet. Emulsjoner med høyere saltvann ble preparert ved tilsetning med blanding 20$ (aq) natriumklorid for å produsere 70:30 og 55:45 saltvann-i-glykolemulsjoner. Tetthetene til 55:45, 70:30, og 32:18, ble øket ved tilsetning av baritt. De reologiske egenskapene til disse emulsjonene er oppført i tabellene 2 og 3.
EKSEMPEL II
For å vurdere emulsjonene som borefluider, ble omtrent 109,8 1 56:44 saltvann-i-glykolemulsjon inneholdende 4$ (v/v) REV-DUST preparert for å simulere virkningene av borerestene, med en tetthet på 1,158 kg/l for mikroborekronetester. En 82:18 (glykol/saltvann) emulsjon ble dannet ved tilsetning av en tidligere preparert sepiolitt-i-saltvannsuspensjon til en blanding av polypropylenglykol 400, rå tallolje-fettsyre, CLEARATE B-60 og kalk. Fluidet ble omfattende omrørt med to dispersatorer i omtrent 30 minutter. 82:18 emuljonen ble kuttet til en 56:44 glykol/saltvannsemulsjon ved tilsetning av ytterligere 20$ (aq) natriumklorid. Fluidet ble fullført ved tilsetning av 16,3 kg (4 volum-%) REV-DUST. Ingrediensene anvendt for å danne glykolemulsjonen er ført opp i tabell 4. Egenskapene til glykolemulsjonen er innbefattet i tabell 5. Den inverte glykolemulsjonen ble anvendt i en borkronetestor for å måle evnen som glykolemulsjonene har til å redusere kroneballing på en polykrystallinsk diamant (PDC) krone ved boring av en Pierre skjaerkjerne. Tester ble utført på et lignosulfonatfluid for sammenligning ved yteevnen til den inverte glykolemulsjonen. En formulering og egenskaper til 1 ignosulfonatslammet er oppført i tabellene 4 og 5. Tester ble utført ved anvendelse av en 2-kutter PCD mikrokrone (2,857 cm O.D.) utstyrt med to 0,239 cm O.D. munnstykker. Den roterende hastigheten ble holdt konstant ved 103 omdr./min., og penetreringshastigheten ble holdt på 7,6 til 9,1 m/t. Maksimal strømningshastighet var 56,8 l/min. I løpet av vurderingen av hvert fluid, ble strømningsraten redusert helt til kroneballingen var observert. Under de samme eksperimen-telle betingelsene blir et fluid som forhindrer krone-balling ved en lavere strømning, betraktet å være mer effektiv enn et fluid som krever høyere strømningshastighet for å holde kronen ren. Testresultatene i tabell 6 viser at når glykol-emulsj onsf luidet ble anvendt, oppsto omfattende balling når strømningshastigheten ble redusert til 12,1 l/min. I kontrast til den relative lave strømningshastigheten nødvendig for kronerensing ved boring med glykolemulsjonen, ble den omfattende kroneballingen observert med lignosulfonatslammet ved anvendelse av en strømningshastighet så høy som 49,2 1/min.
EKSEMPEL III
Saltvann-i-glykolemulsjoner kan bli fremstilt ved tilsetning av 20$ (aq) natriumklorid til en blanding av PPG 300 (slør-ingspunkt på 70,5°C for 50$ oppløsning i deionisert vann) eller PPG 400, tallolje, lecitin (CLEARATE B-60) og kalk. Først blir en organofil leire, så som Bentone SD-1, SD-2, SD-3 eller EW (NL Chemicals) tilsatt til en blanding av polypropylenglykol, tallolje, lecitin og kalk. Blandingen blir skjærbehandlet i omtrent 10 minutter med en blander med høy hastighet. Deretter blir vandig natriumklorid tilsatt med omfattende blanding i flere minutter. Til slutt blir baritt tilsatt og emulsjonen blandet i flere minutter for å forsikre adekvat suspensjon av baritt. Disse saltvann-i-glykolemulsjonene er ikke stabile før faste stoffer, så som baritt, er tilsatt.
Formuleringene for disse emulsjonene er oppført i tabellene 7 og 9, mens de reologiske egenskapene til disse emulsjonene er oppført i tabellene 8 og 10.
EKSEMPEL IV
Saltvann-i-glykolemulsjoner kan bli fremstilt ved anvendelse av organofiliske silikaer så som CAB-O-SIL TS-610 fra Cabot Corporation. Disse emulsjonene blir fremstilt ved preparering av en blanding av CAB-O-SIL TS-610 eller en annen organofilisk silika, en propoksylert tripropylenglykolrest, tallolje og kalk (lime). Etter at organofilisk silika er dispergert i fluidet ved blanding, blir 20% (aq) natriumklorid tilsatt, og blandingen skjaerbehandlet i en blandemaskin eller barmixer for å danne en stabil emulsjon. Formuleringer og egenskaper både før og etter varme-elding, på ikke-tetthetbelastete eksemler er oppført i tabellene 11 og 12.
Tetthetene til disse saltvann-i-glykolemulsjonene kan bli øket ved tilsetning av baritt, som illustrert i tabell 13. Disse emulsjonene ble funnet å være stabile i løpet av enten statisk eller dynamisk elding.
Disse emulsjonene ble preparert i propoksylert tripropylert glykolrester med en omtrentlig molekylvekt på 600 og et sløringspunkt på 25,5°C for en 50% oppløsning i deionisert vann.
EKSEMPEL V
For å teste effektiviteten til de additive sammensetningene for å frigjøre forskjellige kilte borerør, ble en filterkake dannet i en API filterpresse ved 689 kPa ved anvendelse av et 1,59 kg/l gypsumslam. Formuleringen og typiske egenskaper til gypsumslammet er oppført i tabell 15. Etter at 8 ml av filtratet var samlet, ble filtercellen åpnet, og en 316SS conus med høyde 2,54 cm, diameter 4,13 cm i basen, og 2,54 cm i diameter i toppen, og med en konveks base var plassert slik at den konvekse basen til conusen hvilte på toppen av filterkaken. Filtreringscellen ble påny oppstilt, og filtreringen ble fortsatt helt til totalt 20 ml filtrat var oppsamlet. Etter at trykkfiltreringen var fullført, ble slam i overskudd helt fra cellen og filterkaken og tilkoblet conus ble forsiktig fjernet. Kake/conus-oppstillingen ble deretter plassert i sjiktet av en Buchner-trakt og plassert under et vakuum på 75,7 cm Hg. Etter at kaken var plassert, ble fluid i overskudd som var blitt fjernet fra filterpressen, helt på toppen av filterkaken. Vakuum-filtrering ble utført i femten minutter, og deretter ble slam i overskudd fjernet fra Buchner-trakten. Den additive sammensetningen ifølge oppfinnelsen (tabell 16) ble deretter plassert i Buchner-trakten, og 2 kg motvekt ble suspendert fra conusen ved hjelp av en trinse. Tiden som var nødvendig for at den additive sammensetningen muliggjorde frigjøring av conusen ble målt.
Resultatene av frigjøringstidene som ble testet, (tabell 17), illustrerer ineffektiviteten til baseslammet og deionisert vann mot effektiviteten til sammensetningene. Det stabile inverte emulsjonsborefluidet ifølge oppfinnelsen, kan bli anvendt i en fremgangsmåte for boring eller kom-plettering av en brønn, hvor emulsjonsborefluidet blir sirkulert ned gjennom det indre av borerøret og deretter tilbake opp til overflaten gjennom ringrommet gjennom borerøret og veggen til borehullet.
Alternativt kan invertemulsjonene bli anvendt som "spotting"-fluider. I denne teknikken blir et tetthetøkende materiale blandet med emulsjonen for å danne et tetthetøkt "spotting" fluid. Det tetthetøkte "spotting" fluidet blir deretter sirkulert ned i hullet for å plassere det i kontakt med borestrengen i området ved siden av den fastkilte sonen. Et slikt fluid er effektivt som et "spotting" fluid, som kan bli plassert i borehullet ved hjelp av velkjente teknikker.
Det er blitt tilveiebragt en oppfinnelse med betraktelige fordeler. Når anvendt som et borefluid, vil saltvann-i-glykolemulsjonene ha betraktelige fordeler i forhold til vannbaserte borefluider. De nye emulsjonene vil tilveiebringe forbedret hullstabilitet og kronesmøreevne, og vil mini-malisere hydrering og dispersjon av skifer innenfor slamsystemet. Som "spotting"-fluider, vil glykolemulsjonene ha samme funksjon som den tilveiebragt av oljebaserte "spotting" fluider, men uten miljøproblemene til de oljebaserte fluider.

Claims (8)

1. Fremgangsmåte for boring av en brønn,karakterisert vedå danne et erstatningsf luid for et olje-baseslam, hvor erstatningen er en saltvann-i-glykol invert emulsjon som har en glykol ytre fase og en saltvanns indre fase ved først å kombinere en glykol som har en molekylvekt mellom 250 og 1000 som er oppløselig i en saltvannsoppløsning med 3$ saltinnhold eller mindre med en saltvannsoppløsning som har et saltinnhold som er høyere enn 3$, for derved å gjøre den ytre fasen og indre fasen ublandbare, i det emulsjonen er kjennetegnet ved fravær av hydrokarbon, mineral, vegetabilske og dyreoljer; tilsetning av et emulgeringsmiddel for å danne en emulsjon; tilsetning av tetthetsøkende middel til emulsjonen for å danne et tett-hetsøkt brønnborefluid; og sirkulering av nevnte tetthetsøkte brønnborefluid i nevnte brønn.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at glykolen er en polypropylenglykol.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at glykolen er propoksylert tripropylenglykolrester.
4 . Brønnboref luid av den typen som er anvendt i boring av et borehull i en underjordisk formasjon og som virker som et erstatningsfluid for et olje-baseslam,karakterisert vedat brønnborefluidet omfatter: et ytre fase bestående vesentlig av en glykol, og en saltvannsinneholdende indre fase, i det den ytre fasen og den indre fasen er kombinert for å danne en invert emulsjon, og glykol ytre fase er kjennetegnet ved å ha en molekylvekt i området fra 250 til 1000, med et sløringspunkt i området fra 15° til 83° C, og er oppløselig eller dispergerbar i sjøvann ved et saltinnhold på 3$ og lavere; et emuleringsmiddel; og et tetthetsøkende middel.
5. Brønnborefluid ifølge krav 4,karakterisertved at glykolen blir valgt fra gruppen bestående av polypropylenglykol og propoksylerte tripropylenglykolrester.
6. Brønnborefluid ifølge krav 4,karakterisertved at emuleringsmiddelet blir valgt fra gruppen bestående av kalk, lecitin, fettsyrer og fettsyreblandinger.
7. Brønnborefluid ifølge krav 4,karakterisertved at det tetthetsøkende middelet er baritt.
8. Brønnborefluid ifølge krav 4,karakterisertved at det videre omfatter et viskositetsforbedrende middel valgt fra gruppen bestående av sepiolitt, attapulgitt, organofilisk leire og behandlet, røkt silika.
NO912215A 1990-06-11 1991-06-10 FremgangsmÕte for boring av en br÷nn og br÷nnborefluid NO303129B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US07/536,735 US5057234A (en) 1990-06-11 1990-06-11 Non-hydrocarbon invert emulsions for use in well drilling operations

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO912215D0 NO912215D0 (no) 1991-06-10
NO912215L NO912215L (no) 1991-12-12
NO303129B1 true NO303129B1 (no) 1998-06-02

Family

ID=24139723

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO912215A NO303129B1 (no) 1990-06-11 1991-06-10 FremgangsmÕte for boring av en br÷nn og br÷nnborefluid

Country Status (6)

Country Link
US (1) US5057234A (no)
EP (1) EP0461584B1 (no)
AT (1) ATE131856T1 (no)
CA (1) CA2044099C (no)
DE (1) DE69115569D1 (no)
NO (1) NO303129B1 (no)

Families Citing this family (42)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2252993B (en) * 1991-02-23 1994-09-28 David Brankling Drilling fluid composition
GB9215228D0 (en) * 1992-07-17 1992-09-02 Oilfield Chem Tech Ltd Drilling fluid loss additive
US5415230A (en) * 1994-01-21 1995-05-16 Baroid Technology, Inc. Method and combination for materials for releasing a stuck pipe
US5470822A (en) * 1994-05-18 1995-11-28 Arco Chemical Technology, L.P. Low-toxicity invert emulsion fluids for well drilling
CA2156810A1 (en) 1994-08-24 1996-02-25 Maria Alonso-Debolt Non-hydrocarbon invert emulsions for use in well drilling operations wherein the external phase comprises poly (1-4,oxybutylene) glycol
WO1996019545A1 (en) * 1994-12-22 1996-06-27 Union Oil Company Of California High density wellbore fluid
DE69614555T2 (de) 1995-09-11 2002-04-11 Mi Llc Auf glykol basierende bohrflüssigkeit
US5637795A (en) * 1995-11-01 1997-06-10 Shell Oil Company Apparatus and test methodology for measurement of bit/stabilizer balling phenomenon in the laboratory
US6589917B2 (en) 1996-08-02 2003-07-08 M-I Llc Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility
US5905061A (en) * 1996-08-02 1999-05-18 Patel; Avind D. Invert emulsion fluids suitable for drilling
US5919738A (en) * 1997-01-24 1999-07-06 Baker Hughes Incorporated Fluids for use in drilling and completion operations comprising water insoluble colloidal complexes for improved rheology and filtration control
US6080704A (en) * 1997-03-11 2000-06-27 Halliday; William S. Glycols as gas hydrate inhibitors in drilling, drill-in, and completion fluids
AU4458797A (en) 1997-09-15 1999-04-05 Sofitech N.V. Electrically conductive non-aqueous wellbore fluids
US6029755A (en) * 1998-01-08 2000-02-29 M-I L.L.C. Conductive medium for openhole logging and logging while drilling
US6308788B1 (en) 1998-01-08 2001-10-30 M-I Llc Conductive medium for openhole logging and logging while drilling
US5990050A (en) * 1998-01-08 1999-11-23 M-I L.L.C. Water soluble invert emulsions
US6793025B2 (en) * 1998-01-08 2004-09-21 M-I L. L. C. Double emulsion based drilling fluids
US6405809B2 (en) 1998-01-08 2002-06-18 M-I Llc Conductive medium for openhold logging and logging while drilling
US6054416A (en) * 1998-05-07 2000-04-25 Baker Hughes Incorporated Drilling fluids comprising biodegradable heteropolyglycols
US5942468A (en) * 1998-05-11 1999-08-24 Texas United Chemical Company, Llc Invert emulsion well drilling and servicing fluids
US6489270B1 (en) * 1999-01-07 2002-12-03 Daniel P. Vollmer Methods for enhancing wellbore treatment fluids
US20030130133A1 (en) * 1999-01-07 2003-07-10 Vollmer Daniel Patrick Well treatment fluid
US6635604B1 (en) 1999-02-11 2003-10-21 Baker Hughes Incorporated Low molecular weight water soluble organic compounds as crystallization point suppressants in brines
US6432885B1 (en) * 1999-08-26 2002-08-13 Osca, Inc. Well treatment fluids and methods for the use thereof
US6509301B1 (en) 1999-08-26 2003-01-21 Daniel Patrick Vollmer Well treatment fluids and methods for the use thereof
US7220709B1 (en) 1999-08-26 2007-05-22 Bj Services Company Process of diverting stimulation fluids
US6828279B2 (en) 2001-08-10 2004-12-07 M-I Llc Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid
US20040011990A1 (en) * 2002-07-19 2004-01-22 Tetra Technologies, Inc. Thermally insulating fluid
US7507694B2 (en) * 2004-03-12 2009-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Surfactant-free emulsions and methods of use thereof
US8030252B2 (en) * 2004-03-12 2011-10-04 Halliburton Energy Services Inc. Polymer-based, surfactant-free, emulsions and methods of use thereof
US7268100B2 (en) * 2004-11-29 2007-09-11 Clearwater International, Llc Shale inhibition additive for oil/gas down hole fluids and methods for making and using same
BRPI0711697A2 (pt) * 2006-04-19 2011-12-06 Engineered Drilling Solutions Inc métodos para preparar emulsões de hidrocarboneto, água e argila organofìlica composições destas
GB2438402B (en) * 2006-05-22 2011-06-01 Niche Products Ltd Improvements in and relating to hydraulic fluids
US9193898B2 (en) 2011-06-08 2015-11-24 Nalco Company Environmentally friendly dispersion system used in the preparation of inverse emulsion polymers
CA2985806C (en) 2015-05-19 2023-09-19 The Mosaic Company Reverse emulsions for cavity control
WO2017136675A1 (en) * 2016-02-05 2017-08-10 Saudi Arabian Oil Company Terpene-based spotting fluid compositions for differential sticking
US10683448B2 (en) 2016-02-08 2020-06-16 Saudi Arabian Oil Company Alkyl ester spotting fluid compositions for differential sticking
RU2766110C2 (ru) 2017-02-26 2022-02-08 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Флюиды и способы снижения оседания и увеличения стабильности эмульсии
US11708519B2 (en) 2017-02-26 2023-07-25 Schlumberger Technology Corporation 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
US11274241B2 (en) 2020-06-05 2022-03-15 Saudi Arabian Oil Company Anti-bit balling additive
CN114010767A (zh) * 2021-11-04 2022-02-08 宋东雪 纤体塑型产品及制备设备及其方法和在减脂作用上的应用

Family Cites Families (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3125517A (en) * 1964-03-17 Chzchzoh
US2637692A (en) * 1950-10-27 1953-05-05 Union Oil Co Oil-base drilling fluids
US2661334A (en) * 1952-02-11 1953-12-01 Standard Oil And Gas Company Water-in-oil emulsion drilling fluid
US2691630A (en) * 1952-03-22 1954-10-12 Socony Vacuum Oil Co Inc Drilling fluid for high-temperature wells
US2885358A (en) * 1954-09-16 1959-05-05 Magnet Cove Barium Corp Water-in-oil emulsion well fluid and materials for preparing same
US2793189A (en) * 1955-07-18 1957-05-21 Swift & Co Drilling fluids and emulsifiers therefor
US2786027A (en) * 1955-09-16 1957-03-19 Exxon Research Engineering Co Modified starch containing drilling muds having a reduced filtration rate
US2793996A (en) * 1955-12-08 1957-05-28 Pan American Petroleum Corp Oil base drilling fluid
NL95744C (no) * 1957-06-12
US2997440A (en) * 1959-06-17 1961-08-22 Pan American Petroleum Corp High temperature emulsion drilling fluid
US3099624A (en) * 1960-05-17 1963-07-30 Oil Base Oil base drilling fluid and method of use
US3240700A (en) * 1962-04-25 1966-03-15 Phillips Petroleum Co Process of drilling a well
US3723311A (en) * 1969-07-04 1973-03-27 Amoco Prod Co Inert low solids drilling fluid
US4230587A (en) * 1978-12-26 1980-10-28 Texaco Inc. Additive composition for release of stuck drill pipe
US4436638A (en) * 1981-04-15 1984-03-13 Exxon Research & Engineering Co. Additive composition for release of stuck drill pipe
US4436636A (en) * 1981-12-21 1984-03-13 Nl Industries, Inc. Invert emulsion well servicing fluids
US4466486A (en) * 1983-04-11 1984-08-21 Texaco Inc. Method for releasing stuck drill pipe
US4631136A (en) * 1985-02-15 1986-12-23 Jones Iii Reed W Non-polluting non-toxic drilling fluid compositions and method of preparation
US4614235A (en) * 1985-04-15 1986-09-30 Exxon Chemical Patents Inc. Use of mono and polyalkylene glycol ethers as agents for the release of differentially stuck drill pipe
NO873531L (no) * 1987-08-21 1989-02-22 Sintef Basisvaeske for tilberedelse av vaesker for anvendelse ved utvinning av petroleumforekomster.
US4941981A (en) * 1987-12-04 1990-07-17 Baker Hughes Incorporated Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid
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
US4963273A (en) * 1987-12-04 1990-10-16 Baker Hughes Incorporated Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same
DE3911238A1 (de) * 1989-04-07 1990-10-11 Henkel Kgaa Oleophile alkohole als bestandteil von invert-bohrspuelungen

Also Published As

Publication number Publication date
EP0461584A2 (en) 1991-12-18
CA2044099C (en) 2000-09-26
NO912215L (no) 1991-12-12
EP0461584B1 (en) 1995-12-20
US5057234A (en) 1991-10-15
DE69115569D1 (de) 1996-02-01
EP0461584A3 (en) 1992-09-16
CA2044099A1 (en) 1991-12-12
ATE131856T1 (de) 1996-01-15
NO912215D0 (no) 1991-06-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO303129B1 (no) FremgangsmÕte for boring av en br÷nn og br÷nnborefluid
US5141920A (en) Hydrocarbon invert emulsions for use in well drilling operations
US5189012A (en) Oil based synthetic hydrocarbon drilling fluid
US6291405B1 (en) Glycol based drilling fluid
US6063737A (en) Aqueous displacement fluid compositions for use in wellbores
EP0254412B1 (en) Low toxicity oil composition and use thereof in drilling fluids
USH1611H (en) Glycols as internal phase in oil well drilling fluids
NO175682B (no) Mineraloljefri blanding for frigjöring av fastsittende borestrenger
NO327459B1 (no) Forbedret oljebasert borevaeske
NO326843B1 (no) Fremgangsmate for frigjoring av fastsittende ror eller verktoy og frigjoringsvaesker derfor
NO339445B1 (no) Borehullbehandlingsmidler med en oljefase med lav toksisitet samt anvendelse derav
US2943051A (en) Oil base drilling fluid
EP0668339A1 (en) Drilling fluid additive for watersensitive shales and clays, and method of drilling using the same
CA2514592C (en) Delayed phase changing agent for invert emulsion drilling fluid
Growcock et al. Physicochemical properties of synthetic drilling fluids
RU2695201C1 (ru) Буровой раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта
WO2007149112A1 (en) Stuck drill pipe additive and method
US4264455A (en) Drilling mud viscosifier
US5773390A (en) Chemical additive for removing solids from a well drilling system
RU2168531C1 (ru) Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов
WO1999025787A1 (en) An improved drilling fluid system and related methods
US11441367B2 (en) Direct emulsions and methods of use
RU2255105C1 (ru) Способ приготовления эмульсионного бурового раствора на основе полисахаридного полимера
EP0699729A1 (en) Non-hydrocarbon invert emulsions for use in well drilling operations wherein the external phase comprises poly(1,4-oxybutylene)glycol
EP0764709A1 (en) Silicone based fluids for drilling applications