NO312301B1 - Vannbasert borefluid, samt fremgangsmate for reduksjon av leirsvelling i en oljebronn - Google Patents
Vannbasert borefluid, samt fremgangsmate for reduksjon av leirsvelling i en oljebronn Download PDFInfo
- Publication number
- NO312301B1 NO312301B1 NO19942493A NO942493A NO312301B1 NO 312301 B1 NO312301 B1 NO 312301B1 NO 19942493 A NO19942493 A NO 19942493A NO 942493 A NO942493 A NO 942493A NO 312301 B1 NO312301 B1 NO 312301B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- water
- drilling fluid
- reaction product
- general formula
- chlorine
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 155
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 152
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 64
- 239000004927 clay Substances 0.000 title claims abstract description 40
- 230000008961 swelling Effects 0.000 title claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 37
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 30
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 claims abstract description 26
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 24
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 claims abstract description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 22
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims abstract description 22
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims abstract description 22
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 241000238557 Decapoda Species 0.000 claims abstract description 15
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- 150000002367 halogens Chemical group 0.000 claims abstract description 14
- -1 hydroxyethyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 14
- 150000001350 alkyl halides Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims abstract description 4
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 claims description 48
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 47
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 17
- 239000011630 iodine Substances 0.000 claims description 17
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 15
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical group OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims description 13
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims description 12
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 8
- 125000001309 chloro group Chemical group Cl* 0.000 claims description 8
- YRLJAXJJVVMNQB-UHFFFAOYSA-N 2-[bis(2-hydroxyethyl)amino]ethanol;chloromethane Chemical compound ClC.OCCN(CCO)CCO YRLJAXJJVVMNQB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 claims description 4
- ITBPIKUGMIZTJR-UHFFFAOYSA-N [bis(hydroxymethyl)amino]methanol Chemical group OCN(CO)CO ITBPIKUGMIZTJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 abstract description 4
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 229960002887 deanol Drugs 0.000 abstract description 3
- 239000012972 dimethylethanolamine Substances 0.000 abstract description 3
- PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N iodine Chemical compound II PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 14
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 13
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 13
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 13
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 13
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 12
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 11
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 8
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 7
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 7
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 7
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 7
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 7
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 7
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 7
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 6
- NEHMKBQYUWJMIP-UHFFFAOYSA-N chloromethane Chemical compound ClC NEHMKBQYUWJMIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 235000003934 Abelmoschus esculentus Nutrition 0.000 description 5
- 240000004507 Abelmoschus esculentus Species 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 5
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 5
- 238000005956 quaternization reaction Methods 0.000 description 5
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 239000001763 2-hydroxyethyl(trimethyl)azanium Substances 0.000 description 4
- 235000019743 Choline chloride Nutrition 0.000 description 4
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 4
- SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M choline chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCO SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 229960003178 choline chloride Drugs 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 4
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 4
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 4
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 4
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical class [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229940100198 alkylating agent Drugs 0.000 description 3
- 239000002168 alkylating agent Substances 0.000 description 3
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 3
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 3
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 229940050176 methyl chloride Drugs 0.000 description 3
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 3
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 3
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 3
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 3
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical group [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- NEHMKBQYUWJMIP-NJFSPNSNSA-N chloro(114C)methane Chemical compound [14CH3]Cl NEHMKBQYUWJMIP-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 2
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 2
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 2
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 2
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 2
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 2
- 231100000820 toxicity test Toxicity 0.000 description 2
- GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N trimethylamine Chemical compound CN(C)C GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 description 2
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 2
- YURXCUVDCIDDHM-UHFFFAOYSA-N 3-amino-2-methylbutan-2-ol;hydrochloride Chemical group Cl.CC(N)C(C)(C)O YURXCUVDCIDDHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000005630 Diquat Substances 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910017356 Fe2C Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- 241000660376 Mysidopsis Species 0.000 description 1
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical group [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FKNQFGJONOIPTF-UHFFFAOYSA-N Sodium cation Chemical compound [Na+] FKNQFGJONOIPTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 1
- DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N acetic acid;2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal;sodium Chemical compound [Na].CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003377 acid catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000007059 acute toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000403 acute toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 150000001449 anionic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- 235000012216 bentonite Nutrition 0.000 description 1
- 238000004166 bioassay Methods 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001767 cationic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052923 celestite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229910001567 cementite Inorganic materials 0.000 description 1
- XENVCRGQTABGKY-ZHACJKMWSA-N chlorohydrin Chemical compound CC#CC#CC#CC#C\C=C\C(Cl)CO XENVCRGQTABGKY-ZHACJKMWSA-N 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- CRPOUZQWHJYTMS-UHFFFAOYSA-N dialuminum;magnesium;disilicate Chemical compound [Mg+2].[Al+3].[Al+3].[O-][Si]([O-])([O-])[O-].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] CRPOUZQWHJYTMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SYJFEGQWDCRVNX-UHFFFAOYSA-N diquat Chemical compound C1=CC=[N+]2CC[N+]3=CC=CC=C3C2=C1 SYJFEGQWDCRVNX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 1
- 229910001412 inorganic anion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001411 inorganic cation Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000543 intermediate Substances 0.000 description 1
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 1
- 150000002891 organic anions Chemical class 0.000 description 1
- 150000002892 organic cations Chemical class 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 239000002798 polar solvent Substances 0.000 description 1
- 238000012643 polycondensation polymerization Methods 0.000 description 1
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 1
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019812 sodium carboxymethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229920001027 sodium carboxymethylcellulose Polymers 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000003335 steric effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000001308 synthesis method Methods 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001648 tannin Substances 0.000 description 1
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 description 1
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 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
- C09K8/24—Polymers
-
- 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
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
Description
Oppfinnelsen angår borefluid-additiver som undertrykker leirsvelling i en underjordisk brønn under boreprosessen. Oppfinnelsen er spesielt rettet mot hydratiseringsinhiberende additiver for borefluider omfattende hydroksyalkyl-kvaternære ammoniumforbindelser som er kompatible med anioniske polymerer som typisk finnes i eller settes til borefluider, og som er akseptable utfra miljøhensyn.
Ved rotasjonsboring av underjordiske brønner forventes mange funksjoner og karakteristikker for et borefluid. Et borefluid bør sirkulere gjennom brønnen og bære borekaks fra under borekronen, transportere borekaksen opp ringrommet og tillate skilling på overflaten. Samtidig forventes det at borefluidet avkjøler og renser borekronen, reduserer friksjon mellom borestrengen og sidene av hullet, og opprettholder stabilitet i borehullets uforede seksjoner. Borefluidet bør også danne en tynn filterkake med lav permeabilitet som tet-ter til åpninger i formasjoner som gjennomtrenges av borekronen, og virke til å redusere den uønskede innstrømming av formasjonsfluider fra gjennomtrengelige bergarter.
Borefluider klassifiseres typisk i henhold til fluidenes basismateriale eller primære kontinuerlige fase. I oljebaserte fluider er faste partikler suspendert i oljen, og vann eller saltløsning kan emulgeres med oljen. Oljen er typisk den kontinuerlige fase. I vannbaserte fluider suspenderes faste partikler i vann eller saltløsning, og olje kan emulgeres i vannet. Vann er den kontinuerlige fase. Oljebaserte fluider er generelt mer effektive for stabilisering av vann-følsomme leirskifertyper enn vannbaserte fluider. Miljøhensyn har imidlertid begrenset anvendelsen av oljebaserte borefluider. Oljeboringsfirmaer har derfor i økende grad fokusert på vannbaserte fluider.
Tre typer faststoffer finnes vanligvis i vannbaserte borefluider: (1) leirer og organiske kolloider, tilsatt for å tilveiebringe nødvendig viskositet og filtrasjonsegenskaper, (2) tunge mineraler, som har som funksjon å øke borefluidets densitet, og (3) formasjonsfaststoffer, som blir dispergert i borefluidet under boreoperasjonen.
De faste stoffer fra formasjonen som blir dispergert i et borefluid er typisk det borekaks som produseres på grunn av virkningen av borekronen og de faste stoffer som produseres på grunn av borehullets ustabilitet. Dersom formasjons-faststoffene er leirmineraler som sveller, kan nærværet av slike faststoffer i borefluidet i høy grad øke boretiden og borekostnadene. Den samlede økning i volummassen som ledsager leirsvelling hindrer fjerning av borekaks fra under borekronen, øker friksjonen mellom borestrengen og borehullets sider, og inhiberer dannelsen av den tynne filterkake som forsegler formasjonene. Leirsvelling kan også forårsake andre boreproblemer, så som sirkulasjonstap eller det at røret blir sittende fast, noe som kan forsinke boringen og øke borekostnadene .
I nordsjø-området og i området ved USA's gulfkyst støter borere vanligvis på leirholdige sedimenter, hvor størstedelen av det leirmineral som forekommer er montmorillonitt (vanligvis kalt "gumbo shale"). Gumbo shale er beryktet for sin svelling. Fordi gumbo shale så ofte påtreffes ved boring av underjordiske brønner, har utviklingen av en substans og en fremgangsmåte for å redusere leirsvelling lenge vært et mål for olje- og gassutvinningsindustrien.
Mekanismene for leirsvelling er velkjente. Leirmineraler er krystallinske av natur. Strukturen av en leires krystaller bestemmer dens egenskaper. Typisk har leirene en flakformig struktur av glimmertype. Leirflak er sammensatt av mange krystallplater som er anordnet mot hverandre. Hver lille plate kalles et enhetsskikt, og overflatene av enhetsskiktene kalles basaloverflater.
Et enhetsskikt er sammensatt av flere ark. Ett skikt kalles det oktaedriske skikt, og er sammensatt av enten aluminium- eller magnesiumatomer som er oktaedrisk koordinert med oksygenatomene av hydroksyler. Et annet ark kalles det tetraedriske ark. Det tetraedriske ark består av silisium-atomer tetraedrisk koordinert med oksygenatomer.
Ark innenfor et enhetsskikt bindes sammen ved at de deler oksygenatomer. Dersom bindingen finner sted mellom et oktaedrisk og et tetraedrisk ark, består én basaloverflate av eksponerte oksygenatomer, mens den andre basaloverflate har eksponerte hydroksyler. Det er også helt vanlig at to tetraedriske ark bindes sammen med ett oktaedrisk ark ved at de deler oksygenatomer. Den resulterende struktur, som er kjent som Hoffman-strukturen, har et oktaedrisk ark som ligger i sandwich-form mellom de to tetraedriske ark. Som et resultat er begge basaloverflater i en Hoffman-struktur sammensatt av eksponerte oksygenatomer.
Enhetsskiktene står sammen front mot front, og holdes på plass ved hjelp av en svak tiltrekningskraft. Avstanden mellom korresponderende plan i enhetsskikt som grenser til hverandre kalles c-avstanden (c-spacing). En leirkrystall-struktur med et enhetsskikt bestående av tre ark har typisk en c-avstand på ca. 9,5 x IO-<7> mm.
I leirmineral-krystaller vil det vanligvis forekomme atomer med forskjellige valenser innenfor arkene i strukturen slik at det dannes et negativt potensial ved krystalloverflaten. I så fall adsorberes et kation på overflaten. Disse adsorberte kationer kalles utbyttbare kationer ettersom de kan bytte plass med andre kationer når leirkrystallet er i vann. Dessuten kan ioner også adsorberes på leirkrystall-kantene og byttes ut med andre ioner i vannet.
Den type substitusjoner som finner sted inne i leirkry-stall-strukturen og de utbyttbare kationer som er adsorbert på krystalloverflaten, påvirker i høy grad leirsvelling, en egenskap av primær betydning i borefluid-industrien. Leirsvelling er et fenomen hvor vannmolekyler omgir en leirkrystall-struktur, og setter seg i en slik stilling at strukturens c-avstand øker. Det kan finne sted to typer svelling.
Overflate-hydratisering er én type svelling hvor vannmolekyler adsorberes på krystalloverflater. Hydrogenbinding holder et skikt av vannmolekyler til de oksygenatomer som er eksponert på krystalloverflåtene. Påfølgende skikt av vannmolekyler grupperer seg deretter slik at det dannes en kvasi-krystallinsk struktur mellom enhetsskiktene, noe som resulterer i en øket c-avstand. Alle typer leirer sveller på denne måte.
Osmotisk svelling er en andre type svelling. Der hvor konsentrasjonen av kationer mellom enhetsskiktene i et leirmineral er høyere enn kationkonsentrasjonen i vannet rundt, trekkes vannet mellom enhetsskiktene og c-avstanden øker. Osmotisk svelling resulterer i større generell volumøkning enn overflatehydratisering. Det er imidlertid bare enkelte leirtyper, så som natrium-montmorillonitt, som sveller på denne måte.
Utbyttbare kationer som finnes i leirmineraler påvirker i høy grad den grad av svelling som finner sted. De utbyttbare kationer konkurrerer med vannmolekyler om de tilgjenge-lige reaktive steder i leirstrukturen. Generelt adsorberes kationer med høye valenser sterkere enn slike med lave valenser. Leirer med utbyttbare kationer med lave valenser vil således svelle mer enn leirer hvor de utbyttbare kationer har høye valenser. Kalsium- og natrium-kationer er de mest vanlige utbyttbare kationer i gumbo shale. Ettersom natrium-kat-ionet har en lav valens, dispergeres det lett i vann, og gir således gumbo shale dets beryktede svellekarakteristikker.
Selv om mange forbindelser er kjent for å være effektive når det gjelder inhibering av reaktive leirskiferdannelser, påvirker flere faktorer den praktiske anvendelse av svellende inhibitoradditiver i borefluider. For det første må inhibitoren være kompatibel med de andre komponenter i borefluidet. Den som borer underjordiske brønner må være i stand til å regulere de reologiske egenskaper for borefluidene ved å anvende additiver, så som bentonitt, anioniske polymerer og vektmidler. Borefluid-additiver bør således også tilveiebringe ønskede resultater, men bør ikke inhibere de ønskede egenskaper for andre additiver. Mange svellende inhibitorer vil imidlertid reagere med andre komponenter i borefluidet, noe som resulterer i alvorlig flokkulering eller utfelling.
For det andre må dagens borefluid-bestanddeler være akseptable utfra miljøhensyn. Ettersom boreoperasjoner påvirker plante- og dyreliv, bør borefluid-additiver ha lave tok-sisitetsnivåer, og bør være lette å håndtere og å anvende for å minimere faren for miljøforurensninger og personskader. Dessuten er det i olje- og gassindustrien i dag ønskelig at additiver virker både på land og offshore, og at de virker så vel i miljøer med ferskvann som i miljøer med saltvann.
Det har vært gjort mange forsøk på å forbedre leirskiferinhibering for vannbaserte borefluider. Én fremgangsmåte for å redusere leirsvelling er å anvende uorganiske salter i borefluider, så som kaliumklorid og kalsiumklorid. Andre metoder som har vært testet for kontroll av leirsvelling, har fokusert på anvendelse av vannløselige polymerer i borefluider. Ettersom de adsorberes på overflatene av leirer når de inkluderes i borefluider, konkurrerer disse polymerer med vannmolekyler om de reaktive steder på leirer, og tjener således til å redusere leirsvelling. Disse polymerer kan være enten kationiske, anioniske eller ikke-ioniske. Kationiske polymerer dissosierer i organiske kationer og uorganiske anioner, mens anioniske polymerer dissosierer i uorganiske kationer og organiske anioner. Ikke-ioniske polymerer dissosierer ikke. Kationiske polymerer har vist seg å være generelt mer effektive leirskiferinhibitorer enn både anioniske og ikke-ioniske polymerer.
Flere kationiske polymersystemer for vannbaserte fluider er blitt foreslått. Ett system, som er et system basert på saltløsning, undersøkte to dialkyldimetyl-kvaternære ammoniumsalter (dialkylkvats) med den følgende generelle formel:
hvor x = 10 eller 16. Selv om den dialkyl-kvaternære forbindelse med kortere kjede (x = 10) var mer effektiv for inhibering av leirskifer enn den dialkyl-kvaternære forbindelse med den lengre kjede (x = 16), indikerte testene at de dial-kylkvaternære forbindelsers evne til å inhibere leirskifer synes å være hindret av disse forbindelsers begrensede løse-lighet i vann.
Ved et annet forsøk ble 3 trimetylalkyl-ammoniumklorider (monoalkylkvaternære) med den følgende generelle formel undersøkt:
hvor x = 10, 14 eller 16.
De alkylkvaternære forbindelser med den korteste kjede (x = 10) oppviste den beste leirskiferinhibering. Borefluider formulert under anvendelse av "alkylkvat" i forbindelse med kaliumklorid i en borefluid-formulering genererte store meng-der skum. De tre "alkylkvats" ble følgelig bedømt som uegnet for anvendelse ved boring.
Basert på svikten i saltholdige systemer hvor det ble anvendt kaliumklorid og kvaternære forbindelser, ble alterna-tivt kationiske polymerer evaluert. Kationiske polymerer ble igjen anvendt i forbindelse med kaliumklorid. Det saltløs-ningsbaserte system anvendte kaliumklorid og tre ytterligere kvaterniserte polymerer med de følgende generelle formler:
poly(dimetylamin-ko-epiklorhydrin) poly(N,N-dimetyl-3,5-dimetylen-piperidin-klorid)
En polymer av kategorien med formel I oppviste den beste leirskifer-inhibering. Det ble fremstilt en borefluid-formulering under anvendelse av konvensjonelle viskositetsøkende midler, fluidtaps-additiver, leirskifer-inhibitoren med formel I og kaliumklorid. Den kationiske polymer ble funnet å være inkompatibel med de konvensjonelle anioniske additiver, dvs. bentonitt, xantangummi, karboksymetylcellulose (CMC), polyakrylater, etc. Et ikke-ionisk viskositetsøkende middel, hydroksyetylcellulose, og et ikke-ionisk fluidtapsmiddel, pre-gelatinisert stivelse, ble anvendt som substitutter for å løse inkompatibilitetsproblemet. Ytterligere detaljer med hensyn til de saltløsningsbaserte systemer beskrevet ovenfor er angitt i Beihoffer et al., "The Development of an Inhibi-tive Cationic Drilling Fluid for Slim-Hole Coring Applica-tions," SPE-19953, fremført under "The 1990 SPE/IADC Drilling Conference", holdt i Houston, 27. feb.-2. mars 1990, hvis innhold er inkorporert her som referanse.
Selv om de beskrevne kationiske polymerer er effektive leirskifer-inhibitorer, er polymerenes inkompatibilitet med vanlige anioniske borefluid-additiver en ulempe. Dessuten er disse kationiske polymerer toksiske. Det faktum at miljøfaktorer blir tillagt stadig større vekt, har resultert i en søken etter kompatible kationiske polymerer med lav toksisitet.
Ved ett forsøk ble det funnet at to kationiske polymerer hadde lav toksisitet og god leirskifer-inhibering dersom de ble anvendt sammen. Den første polymer er et kationisk polyakrylamid med høy molekylvekt. Den andre polymer er et kvaternært polyamin. I borefluid-formuleringen ble polyakryl-amidet med den høye molekylvekt anvendt for leirskifer-innkapsling, og polyaminet med lav molekylvekt ble anvendt for å undertrykke svelling. Selv om de to polymerer hadde lav toksisitet, var de fullstendig inkompatible med anioniske polymerer i ferskvann.
Tilsetning av salter, så som natriumklorid, for å øke ionekonsentrasjonen, minsket utfellingsproblemet. Polymerene forårsaket imidlertid også flokkulering av bentonittkompo-nenten i borefluidet. Dette problem ble korrigert ved tilsetning til formuleringen av polyvinylalkohol som et deflokkule-ringsmiddel. Ytterligere detaljer vedrørende det beskrevne system, inkludert toksisitetstester og ytterligere bakgrunn med hensyn til vannadsorpsjon og leirskifer-inhibering, finnes i Retz et al., "An Environmentally Acceptable and Field-Practical, Cationic Polymer Mud System," SPE-23064, fremført på "The Offshore Europe Conference", avholdt i Aberdeen, 3.-6. september 1991, idet innholdet av dette er inkorporert her som referanse.
Selv om forskning har identifisert kationiske polymerer som er effektive leirskifer-inhibitorer for anvendelse som borefluid-additiver, er andre kationiske polymerer med forbedret kompatibilitet og lav toksisitet ønsket.
Mange forskjellige fluider anvendes under og etter boreoperasjoner i underjordiske formasjoner. En klar forskjell gjøres når det gjelder borefluidets type mellom fluider som aktivt anvendes under boreoperasjoner og fluider som anvendes etter boreoperasjoner. Én type fluid som anvendes etter boreoperasjoner betegnes som et fraktureringsfluid. Fraktureringsfluider er materialer som injiseres i produksjonsdelen av en brønnformasjon for å "frakturere" formasjonen hvor hydrokarbonene befinner seg for å oppnå lett strømning og total fjerning. Et slikt fraktureringsfluid beskrives i US-patent nr. 5 097 904. Det skal bemerkes at fraktureringsflui-dene som er typiske i oljeboringsindustrien, ikke inkluderer noen av de additiver som typisk finnes i borefluider. Spesielt er borefluid-karakteristikker så som toksisitet og kompatibilitet med anioniske materialer ikke viktige for et fraktureringsfluid. Vektmaterialer er ikke inkorporert i fraktureringsfluider slik de er i borefluider.
Foreliggende oppfinnelse omfatter borefluid-additiver for reduksjon av problemene i forbindelse med leirer som sveller i nærvær av vann. En spesiell fordel med additivene ifølge foreliggende oppfinnelse er deres kompatibilitet med vanlige anioniske borefluid-komponenter og deres lave toksisitet .
Foreliggende oppfinnelse omfatter vannbasert borefluid for anvendelse ved boring av brønner gjennom en formasjon som inneholder en leire som sveller i nærvær av vann, karakterisert ved at det omfatter reaksjonsproduktet av et trihydroksyalkylamin med den generelle formel
hvor n = 1-3, og et vannløselig, kvaternært amin med den generelle formel hvor Q er et vannløselig, kvaternært amin, og X er et halogen valgt fra gruppen som består av klor, brom, jod eller kombinasjoner av disse, og hvor reaksjonsproduktet videre er kjennetegnet ved (1) lav toksisitet som bestemt ved "Mysid shrimp"-testen og (2) kompatibilitet med anioniske borefluid-bestanddeler bestemt ved at reaksjonsproduktet ikke gir en felling i nærvær av anioniske polymerer, idet reaksjonsproduktene er til stede i borefluidet i en konsentrasjon som er tilstrekkelig til å redusere svellingen av leiren. Videre omfattes en fremgangsmåte for reduksjon av svelling av leire i en brønn, karakterisert ved at den omfatter sirkulasjon i brønnen av et vannbasert fluid som omfatter en funksjonelt effektiv konsentrasjon av additivet dannet fra reaksjonen av et trihydroksyalkylamin med den generelle formel
hvor n = 1-3, med et vannløselig, kvaternært amin med den
generelle formel
hvor Q er et vannløselig, kvaternært amin, og X er et halogen valgt fra gruppen som består av klor, brom, jod eller kombinasjoner av disse, og hvor reaksjonsproduktet videre er kjennetegnet ved (1) lav toksisitet som vist ved at reaksjonsproduktet har en LC5Q-verdi høyere enn 30 000 i "Mysid shrimp"-testen, og (2) kompatibilitet med anioniske borefluid-bestanddeler, hvor kompatibiliteten vises ved at reaksjonsproduktet ikke gir en felling i nærvær av anioniske polymerer . Det tilveiebringes også en fremgangsmåte for reduksjon av svelling av leire i en brønn, karakterisert ved at den omfatter sirkulasjon i brønnen av et vannbasert fluid som omfatter en funksjonelt effektiv konsentrasjon av additivet dannet fra reaksjonen av et trihydroksyalkylamin med den generelle formel hvor n = 1-3, med et vannløselig, kvaternært amin med den generelle formel
hvor Q er et vannløselig, kvaternært amin, og X er et halogen valgt fra gruppen som består av klor, brom, jod eller kombinasjoner av disse, og hvor reaksjonsproduktet videre er kjennetegnet ved (1) lav toksisitet som vist ved at reaksjonsproduktet har en LC5Q-verdi høyere enn 30 000 i "Mysid shrimp"-testen, og (2) kompatibilitet med anioniske borefluid-bestanddeler, hvor kompatibiliteten vises ved at reaksjonsproduktet ikke gir en felling i nærvær av anioniske
polymerer.
Vannbasert borefluid for anvendelse ved boring av brøn-ner gjennom en formasjon som inneholder en leire som sveller i nærvær av vann, karakterisert ved at det omfatter det vann-løselige, polykvaternære amin dannet fra kondensasjonsreaksjonsproduktet av et trihydroksyalkylamin med den generelle formel
hvor n = 1-3, med et alkylhalogenid med den generelle formel hvor R er et alkylradikal med-opptil 4 karbonatomer, og X er valgt fra gruppen som består av klor, brom, jod eller kombinasjoner av disse, idet det polykvaternære amin videre er kjennetegnet ved (1) lav toksisitet som bestemt ved "Mysid shrimp"-testen og (2) kompatibilitet med anioniske borefluid-bestanddeler bestemt ved at reaksjonsproduktet ikke gir en felling i nærvær av anioniske polymerer, idet det polykvaternære amin er til stede i borefluidet i en konsentrasjon som er tilstrekkelig til å redusere svellingen av leiren, beskrives også ifølge foreliggende oppfinnelse. Oppfinnelsen omfatter videre en fremgangsmåte for reduksjon av svelling av leire i en brønn, karakterisert ved at den omfatter sirkulasjon i brønnen av et vannbasert fluid som omfatter en funksjonelt effektiv konsentrasjon av polykvaternært amin additiv dannet fra kondensasjonsreaksjonsproduktet av et trihydroksyalkylamin den den generelle formel hvor n = 1-3, med et alkylhalogenid med den generelle formel
hvor R er et alkylradikal med opptil 4 karbonatomer, og X er valgt fra gruppen som består av klor, brom, jod eller kombinasjoner av disse, idet det polykvaternære amin videre er kjennetegnet ved (1) lav toksisitet som vist ved at reaksjonsproduktet har en LC50-verdi høyere enn 30 000 i "Mysid shrimp"-testen, og (2) kompatibilitet med anioniske borefluid-bestanddeler, hvor kompatibiliteten vises ved at reaksjonsproduktet ikke gir en felling i nærvær av anioniske polymerer.
Videre beskrives også vannbasert borefluid for anvendelse ved boring av brønner gjennom en formasjon som inneholder en leire som sveller i nærvær av vann, karakterisert ved at det omfatter
(a) et vektmateriale, og
(b) kvaternært trietanolaminmetylklorid
som er kjennetegnet ved (1) lav toksisitet som bestemt ved "Mysid shrimp"-testen og (2) kompatibilitet med anioniske borefluid-bestanddeler bestemt ved at reaksjonsproduktet ikke gir en felling i nærvær av anioniske polymerer.
Den kondenserte trihydroksyalkylaminpolymer har fortrinnsvis en molekylvekt som er i området fra ca. 200 til ca. 15 000, med et foretrukket molekylvektområde fra ca. 350 til ca. 5 000. For praktiske formål styres imidlertid den øvre grense for molekylvekten av maksimale viskositeter som passer for fremstilling av det kondenserte polyamin.
I en annen utførelse av denne oppfinnelse kan dessuten additivet være et reaksjonsprodukt av et trihydroksyalkylamin med den generelle formel:
hvor n = 1-3, og et vannløselig, kvaternært amin med den generelle formel: hvor Q er et vannløselig, kvaternært amin, og X er et halogen valgt fra gruppen som består av klor, brom, jod eller kombinasjoner av disse. Reaksjonsproduktene antas å ha den føl-gende generelle struktur:
hvor n, Q og X er som definert ovenfor.
Borefluid-additivene ifølge foreliggende patent finner spesielt anvendelse innenfor området borefluider, ettersom de er både ikke-toksiske og kompatible med anioniske borefluid-komponenter innenfor kommersielt akseptable parametere. For denne oppfinnelses formål skal en forbindelse forstås å opp-vise "lav toksisitet" dersom den har en LC^g-verdi høyere enn 30 000 i "Mysid shrimp"-testen, som er foreskrevet av The U.S. Environmental Protection Agency for materiale som avhen-des ved offhore-boring. Likeledes betraktes en forbindelse som kompatibel med anioniske borefluid-komponenter dersom den ikke gir en felling i nærvær av anioniske polymerer.
Foreliggende patent omfatter borefluid-additiver for reduksjon av problemene nede i hullet i forbindelse med leirer som sveller i nærvær av vann. En spesiell fordel med additivene ifølge foreliggende oppfinnelse er deres lave toksisitet og deres kompatibilitet med vanlige anioniske borefluid-bestanddeler.
Generelt er additivene ifølge oppfinnelsen monokvater-nære hydroksyalkylaminer eller poly-(trihydroksyalkylalkyl-kvaternære aminer). Spesielt foretrukne forbindelser for én utførelse av denne oppfinnelse er slike som er reaksjonsproduktet av et hydroksyalkyltertiært amin og et alkylhalogenid oppnådd ved å reagere forbindelsene ifølge den generelle reaksjon:
hvor R]_ og R2 er metyl- eller hydroksyalkylgrupper med 1-3 karbonatomer eller kombinasjoner av disse, R3 er en hydroksy-alkylgruppe med 1-3 karbonatomer, R er et alkylradikal med opptil 4 karbonatomer, og X er et halogen valgt fra gruppen som består av klor, brom, jod eller kombinasjoner av disse.
Foretrukne tertiære hydroksyalkylaminer er trietanolamin, dietanolmetylamin, dimetyletanolamin og tripropanolamin. Spesielt foretrukne resulterende kvaternære aminer er de produkter som resulterer fra reaksjonen av trietanolamin og metylklorid, hvor produktet er kvaternært trietanolamin-metylklorid, og reaksjonen av dimetyletanolamin og metylklorid, hvor produktet er kvaternært trimetyletanol-aminklorid, også vanlig kjent som kolinklorid. Kolinklorid kan også fremstilles ved å reagere trimetylamin og klorhydrin eller ety-lenoksyd, fulgt av nøytralisering med saltsyre. Syntese-metoden er velkjent for fagfolk.
En annen foretrukket utførelse av denne oppfinnelse er reaksjonsproduktet av et trihydroksyalkylamin med et annet vannløselig, kvaternært amin. Disse dikvaternære aminproduk-ter oppnås ved å reagere forbindelsene i henhold til den generelle reaksjon:
hvor n = 1-3, Q er vannløselig kvaternært amin, og X er et halogen valgt fra gruppen som består av klor, brom, jod eller kombinasjoner av disse.
For eksempel er et effektivt dikvaternært aminprodukt resultatet av reaksjonen mellom trietanolamin og vannløse-lige, kvaternære aminer. Spesielt foretrukne vannløselige, kvaternære aminer er slike som har den generelle formel:
hvor R', R<11> og R''' er alkylradikaler som har opptil 3 karbonatomer og fortrinnsvis 1-2 karbonatomer, Y er et hydroksyalkylhalogenid som har opptil 4 karbonatomer, og X er et halogen valgt fra gruppen som består av klor, brom, jod eller kombinasjoner av disse.
I en annen foretrukket utførelse av denne oppfinnelse kan additivet være det polymeriserte kondensasjonsprodukt av et trihydroksyalkylamin reagert med et alkylhalogenid. Et slikt kondensert produkt av et trihydroksyalkyl-kvaternært amin antas å ha den generelle formel:
hvor n = 1-3, R er et alkylradikal med opptil 4 karbonatomer, og X er et halogen valgt fra gruppen som består av klor, brom, jod eller kombinasjoner av disse.
De polymiserte additiver har fortrinnsvis en molekylvekt som er i området fra ca. 200 til ca. 15 000 med en foretrukket molekylvekt som er i området fra ca. 350 til ca. 5 000; for praktiske formål bestemmes imidlertid den øvre grense for molekylvekten utfra de maksimale viskositeter som er passende for fremstilling av det kondenserte, polymere amin.
Kvaternære aminer angis generelt som kvaternære ammoniumforbindelser. Spesifikk informasjon når det gjelder formulering og syntese av kvaternære aminer og beslektede materialer finnes i Kirk-Othmer, Encyclopedia of Chemical Techno-logy, 3. utg., bd. 19, sider 521-531. Ytterligere informasjon finnes i L.D. Metcalfe, R.J. Martin og A.A. Schmitz, J. Am.
Oil Chemical Society, 43, 355 (1966).
Kvaternære ammoniumforbindelser er tetrasubstituerte ammoniumsalter. Nitrogenatomet er i alle tilfeller i den positivt ladede del av molekylet.
Fremgangsmåtene for fremstilling av kvaternære ammoniumforbindelser er mange og varierte, avhengig av den struktur som er ønsket for sluttproduktet. Den greieste reaksjon er en reaksjon hvor et egnet tertiært amin reagerer med et alkyle-ringsmiddel, som kan være et alkylhalogenid:
Det er mange variasjoner i sluttproduktet på grunn av det store antall forskjellige utgangsaminer og alkylerings-midler.
Kvaternære ammoniumforbindelser fremstilles vanligvis i utstyr av rustfritt stål eller i glassforet utstyr. Aminet og løsemidlet, f.eks. isopropylalkohol, vann eller begge deler, anbringes i reaktoren, og varmes opp til den passende tempe-ratur (vanligvis 80-100°C), og deretter tilsettes alkyle-ringsmidlet. Kvaternisering av tertiære aminer med alkylhalo-genider er bimolekular. Reaksjonshastigheten påvirkes av flere faktorer, inkludert aminets basisitet, steriske effek-ter, halogenidets reaktivitet og løsemidlets polaritet. Polare løsemidler fremmer reaksjonen ved å stabilisere de ioniske mellomprodukter og de ioniske produkter.
Fremgangsmåter for fremstilling av kvaternære aminer er velkjente for fagfolk. Generelt kan effektive kvaternære aminer dannes ved oppvarming av hydroksyalkylaminet og alkyl-halogenidet eller andre vannløselige kvaternære aminforbin-delser til temperaturer opptil ca. 120°C, fortrinnsvis mellom ca. 65°C og 120°C. Reaktantene holdes på den ønskede tempera-tur i inntil ca. 10 timer og fortrinnsvis fra ca. 2 til ca. 10 timer eller inntil reaksjonen er fullstendig. Generelt er reaksjonen fullstendig når den tertiære aminverdi er ca. 0.
Dette punkt kan bestemmes ved egnede analytiske teknikker.
De polymeriserte additiver fremstilles generelt ved kondensasjonspolymerisasjon. Ved en foretrukket fremgangsmåte for fremstilling av de polymeriserte additiver kondenseres først trihydroksyalkylamin-komponentene, og deretter kvater-niseres kondensatene. Kvaternisering av de polymeriserte forbindelser gjennomføres generelt i henhold til den prosedyre som er beskrevet ovenfor for kvaternisering av tri-hydroksyalkylaminet.
Ved gjennomføring av kondensasjonsprosedyren antas det at forskjellige katalysatorer kan anvendes. Generelt indikerer ytelses- og toksisitetsresultater at basiske og ikke sure katalysatorer bør anvendes. Katalysatorer som antas å være effektive ved fremstilling av polymere additiver som har lav toksisitet og kompatibilitet med anioniske borefluid-additiver inkluderer, men er ikke begrenset til, natriumhydroksyd, kalsiumhydroksyd, kaliumhydroksyd og lignende. Sure katalysatorer, så som sinkklorid og kalsiumklorid, synes ikke å tilveiebringe polymere additiver som har karakteristikkene lav toksisitet og kompatibilitet. Det skal imidlertid bare en rutineundersøkelse til for å identifisere katalysatorer som er egnet for anvendelse ved fremstilling av de polymeriserte additiver ifølge foreliggende oppfinnelse og som har både karakteristikken kompatibilitet med anioniske borefluid-additiver og karakteristikken lav toksisitet.
Additivene ifølge foreliggende oppfinnelse settes til et borefluid i konsentrasjoner som er tilstrekkelige til å løse de forekommende leirsvellingsproblemer. Konsentrasjoner mellom ca. 1,43 g/l og 28,6 g/l er vanligvis aktuelle og antas å være funksjonelt effektive. I enkelte situasjoner kan imidlertid mye høyere konsentrasjoner være ønskelige for å kontrollere svellende leirer i undergrunnsformasjoner.
Det er av avgjørende betydning at det borefluid som til slutt velges ut og formuleres for anvendelse i en spesiell brønn, er passende for brønnens betingelser. Selv om basis-bestanddelene forblir de samme, dvs. saltvann eller ferskvann og borefluid-additivene ifølge denne oppfinnelse, kan andre bestanddeler derfor tilsettes.
Spesielt materialer som generisk angis som geleringsmaterialer, fortynnere, fluidtaps-reguleringsmidler og vektmaterialer tilsettes typisk til vannbaserte borefluid-formu-leringer. Av disse ytterligere materialer kan hvert materiale tilsettes formuleringen i en konsentrasjon som er reologisk og funksjonelt nødvendig på grunn av borebetingelsene. Typiske geleringsmaterialer som anvendes i vannbaserte borefluider er bentonitt-, sepiolitt- og attapulgitt-leirer, og anioniske, vannløselige polymerer med høy molekylvekt, så som partielt hydrolyserte polyakrylamider.
Et viktig aspekt ved foreliggende oppfinnelse er nærværet av et vektmateriale i borefluidet. Materialer som har vist seg å være anvendbare som vektmaterialer inkluderer galena (PbS), hematitt (Fe2C>3), magnetitt (Fe3C>4), jernoksyd (Fe2<D3) (fremstilt), ilmenitt (FeO-Ti02) , baritt (BaSC>4), sideritt (FeCC>3) , celestitt (SrSC>4), dolomitt (CaC03 MgCC>3) og kalsitt (CaC03). Vektmaterialet tilsettes til borefluidet i en funksjonelt effektiv mengde som i høy grad er avhengig av arten av den formasjon hvor det bores. Vektmaterialer er typisk til stede bare i borefluider, og finnes generelt ikke i brønnbehandlings- og stimuleringsfluider, så som fraktureringsfluider. I fraktureringsfluider unngås spesielt anvendelsen av vektmaterialer av funksjonelle grunner.
På tilsvarende måte er det blitt funnet fordelaktig å tilsette lignosulfonater som tynnere for vannbaserte borefluider. Typisk tilsettes lignosulfonater, modifiserte lignosulfonater, polyfosfater og tanniner. I andre utførelser kan også polyakrylater med lav molekylvekt tilsettes som fortynningsmidler. Fortynningsmidler tilsettes til et borefluid for å redusere strømningsmotstanden og for å regulere gelerings-tendensene. Andre funksjoner som tynnere har, inkluderer reduksjon av filtrering av kaketykkelse, motvirkning av effektene av salter, minimering av effektene av vann på de formasjoner som bores, emulgering av olje i vann og stabilisering av slamegenskaper ved forhøyede temperaturer.
Som nevnt i det foregående, inneholder borefluidblan-dingen ifølge denne oppfinnelse et vektmateriale. Mengden avhenger av den ønskede densitet for den endelige blanding. De mest foretrukne vektmaterialer inkluderer, men er ikke begrenset til, baritt, hematitt, kalsiumkarbonat, magnesium-
karbonat og lignende.
Endelig kan anioniske tetningsmidler, så som modifisert lignitt, polymerer, modifiserte stivelser og modifiserte celluloser, tilsettes til det vannbaserte borefluid-system ifølge denne oppfinnelse.
Som angitt, velges additivene ifølge oppfinnelsen slik at de har lav toksisitet og slik at de er kompatible med vanlige anioniske borefluid-additiver, så som polyanionisk karboksymetylcellulose (PAC eller CMC), polyakrylater, partielt hydrolyserte polyakrylamider (PHPA), lignosulfonater, xantangummi, etc.
Flere foretrukne utførelser av oppfinnelsen ble fremstilt for anvendelse i de følgende eksempler. De mange prøver av kondensater ble fremstilt under anvendelse av forskjellige katalysatorer, som angitt.
Trietanolamin-metylklorid ble fremstilt ved å blande 60 g trietanolamin med 20 g destillert vann. 20 g metylklorid ble så satt til løsningen. Løsningen ble varmet opp på ca. 65°C i ca. 6 timer. Etter at reaksjonen var fullstendig, ble overskuddet av metylklorid fordampet. Reaksjonsproduktet antas å være som følger:
I en alternativ utførelse ble et forbedret borefluid-additiv dannet ved å reagere trietanolamin med N,N,N-tri-metyl-2-hydroksy-3-klorpropan-ammoniumklorid for å danne en vannløselig dikvat. Reaksjonen ble generelt gjennomført i henhold til den prosedyre som er angitt ovenfor for fremstilling av trietanolamin-metylklorid. Reaktantene har de føl-gende formler:
Det resulterende produkt antas å ha følgende struktur:
Kondensater av trietanolamin ble fremstilt under anvendelse av forskjellige katalysatorer, fulgt av kvaternisering av kondensatene. Generelt ble kondensatprøvene fremstilt ved å blande 200 g trietanolamin med 1-10 vekt% av katalysatoren. Katalysatorene som ble anvendt for fremstilling av prøvene var natriumhydroksyd, sinkklorid og kalsiumklorid.
Generelt ble blandingene oppvarmet til mellom ca. 100°C og 250°C i flere timer inntil den ønskede kondensasjon var oppnådd. Kondensasjonsvannet ble destillert av under reaksjonen. Trietanolaminkondensatene ble så kvaternisert i henhold til den prosedyre som er angitt for fremstillingen av trietanolamin-metylkloridet beskrevet ovenfor.
Den følgende tabell oppsummerer prøvene som blir gjen-nomført i de følgende eksempler.
Den følgende tabell oppsummerer viskositetene for trietanolamin-kondensatene og katalysatorene anvendt ved fremstillingen av prøver 2-7.
Viskositetene som er angitt i tabell 2, er for trietanolamin-kondensatene før kvaternisering med metylklorid.
De følgende eksempler er angitt med det formål å illu-strere toksisitets- og ytelseskarakteristikkene for foreliggende kvaterniserte trihydroksyalkylaminer og kondensater av disse. Testene ble gjennomført i samsvar med prosedyrene i API-bulletin RP 13B-2, 1990. De følgende forkortelser anvendes av og til ved beskrivelse av resultatene diskutert i eksemplene.
"PV" er plastisk viskositet, som er en variabel som anvendes ved beregningen av viskositetskarakteristikker for et borefluid.
"YP" er flytegrense, som er en annen variabel som anvendes ved beregningen av viskositetskarakteristikker
for borefluider.
"GELS" er et mål for suspenderingskarakteristikkene og de
tiksotropiske egenskaper for et borefluid.
"F/L" er API-fluidtap, og er et mål for fluidtap i milli-liter borefluid ved 689,5 kPa (100 psi).
Eksempel 1
Testresultater indikerer at betydelige reduksjoner i leirsvelling kan oppnås ved tilsetning av de trihydroksyalkyl-kvaternære aminer ifølge foreliggende oppfinnelse til borefluider. Det følgende forsøk viser inhiberingen av bento-nittleire. Reduksjonen i flytegrense og viskositet indikerer
inhibering av leiren.
Forsøket ble gjennomført ved å tilsette 8 g av test-prøven til 330 ml destillert vann. 50 g API-monogram bento-nittleire ble så satt til løsningen, og blandingen ble utsatt for skjærkraft i 30 minutter i en Hamilton Beach-blander, og reologien ble målt med et viskosimeter i henhold til den API-prosedyre som er beskrevet ovenfor. Kontrollprøven inneholdt bare bentonittleiren og destillert vann. Resultatene er oppsummert nedenfor i tabell 3.
Eksempel 2
Prøver av additivene ifølge foreliggende oppfinnelse ble også testet med henblikk på kompatibilitet med vanlige anioniske borefluid-bestanddeler. En 1-2% løsning av anioniske polymerer (PAC LV - natriumkarboksymetylcellulose med lav viskositet og PHPA - partielt hydrolysert polyakrylamid) ble fremstilt i destillert vann. 30% vandige løsninger av prøvene ifølge denne oppfinnelse ble satt til polymerløsningene. Ut-fellingen av de anioniske polymerer fra løsningen indikerte ikke-kompatibilitet for prøvene med anioniske polymerer. Resultatene av forsøket er oppsummert i den følgende tabell.
Bemerk at prøver 2 og 6, polymerer kondensert under anvendelse av natriumhydroksyd-katalysatoren, viste kompatibilitet med anioniske borefluid-bestanddeler. De syrekatalyserte polymerprøver 3, 4, 5 og 7 var inkompatible med anioniske bestanddeler. Når denne karakteristikk ved fremstillingen av polymerene ifølge foreliggende oppfinnelse er identifisert, kan fagfolk ved hjelp av rutineundersøkelser identifisere andre egnede katalysatorer som gir de kondenserte trihydroksyalkyl-kvaternære aminer med karakteristikkene for kompatibilitet med anioniske polymerer.
Eksempel 3
Forsøk ble gjennomført for å undersøke toksisitetsni-våene i forbindelse med anvendelse av prøver 1-9 ifølge foreliggende oppfinnelse. The United States Environmental Protection Agency har spesifisert en "Mysid shrimp"-biounder-søkelse som en metode for undersøkelse av marin vanntoksi-sitet for borefluider. En detaljert beskrivelse av prosedyren for måling av toksisitet for borefluider er gitt av T.W. Duke, P.R. Parrish i "Acute Toxicity of Eight Laboratory Prepared Generic Drilling Fluids to Mysids (Mysidopsis)" 1984 EPA-600/3-84-067, idet det aktuelle innhold av denne er inkorporert her som referanse.
For å kunne forstå betegnelsen "lav toksisitet" innenfor denne oppfinnelses rammer, skal det sies at betegnelsen angir borefluider med en LC50 høyere enn 30 000 ppm ved hjelp av "Mysid shrimp"-testen. Selv om 30 000 har vært det tall som er blitt anvendt for evalueringsformål, bør det ikke betraktes som en begrensning av rammen av denne oppfinnelse. Testene tilveiebringer snarere en sammenheng for anvendelse av betegnelsen "lav toksisitet" slik den er anvendt i foreliggende oppfinnelse, og vil lett forstås av fagfolk. Andre LC5Q-verdier kan forekomme i forskjellige miljøsammenhenger. En LC5Q-verdi høyere enn 30 000 er blitt likestilt med et "miljømessig kompatibelt" produkt. Hver prøve ble testet med henblikk på toksisitet i en konsentrasjon på 14,3 g/l i generisk slam nr. 7. Resultatene av toksisitetstestene over 96 timer er angitt nedenfor.
Verdiene i tabeller 4 og 5 indikerer at prøvene som er kompatible med anioniske polymerer er ikke-toksiske, mens prøvene som er inkompatible med anioniske polymerer er toksiske.
Eksempel 4
Det ble fremstilt borefluider for å teste effektiviteten av additivene ifølge foreliggende oppfinnelse i et simulert borefluid-system. Borefluider ble fremstilt under anvendelse av vanlige borefluid-additiver, og det ble gjennomført tre tester.
Borefluid nr. 1 inneholdt 113,6 gram pr. liter bento-nittleire i tillegg til andre borefluid-additiver. Etter varmealdring ved 65,5°C var viskositetene for høye til å kunne måles, noe som indikerer et ubrukbart borefluid på grunn av hydratisering av leirene. Borefluid nr. 2 inneholdt 96,5 gram pr. liter kaliumklorid og 28,6 gram pr. liter pre-hydratisert bentonitt. Selv uten ekstra bentonitt var reologien høyere enn for borefluid nr. 3, som inneholdt prehydra-tisert bentonitt, samt 113,6 gram pr. liter bentonitt. Reologitestene for borefluid nr. 3 indikerte at de trihydroksyalkyl-kvaternære aminer ifølge foreliggende oppfinnelse for-hindret bentonitt fra å svelle i et simulert borefluid-system. Bestanddelene i de tre borefluider er angitt nedenfor i tabell 6.
Tabell 7 nedenfor oppsummerer reologitestene for de tre borefluider.
Eksempel 5
Det ble fremstilt borefluider for å vise fremstillingen av borefluid-systemer, hvor oppfinnelsen er anvendt ved høye konsentrasjoner. Borefluidene ble fremstilt under anvendelse av vanlige borefluid-additiver, som er beskrevet tidligere i dette arbeid. Tabell 8 angir sammensetning av fluid A, som inneholder materialet kolinklorid ifølge foreliggende krav i en høy konsentrasjon.
Fluid A ble fremstilt på følgende måte: En 473 ml krukke som inneholdt vann, ble anbrakt under en akseldrevet blander, som var i stand til å blande med variabel hastighet. Ved en god blandehastighet ble xantangummi-biopolymeren, PAC-LV og PHPA satt til vannet, og omrørt i totalt 30 minutter ved romtemperatur. Krukken ble så tatt bort fra blanderen, for-seglet og dynamisk varmealdret i en ovn ved 65,5°C i 16 timer. Etter at den var tatt ut av ovnen, ble krukken anbrakt under blanderen, og kolinkloridet (vandig) ble tilsatt under omrøring med en god skjærkraftsgrad, og blandingen ble fort-satt i 15 minutter etter tilsetningen. Baritten ble tilsatt, og prøven ble omrørt i ytterligere 30 minutter for å frem-stille et borefluid med en densitet på 1,44 g/cm^.
Verdiene som er angitt i tabell 9 er for fluid A, som ble dynamisk aldret ved 65,5°C i 16 timer etter at det var fullstendig fremstilt. Reologien for fluid A ble målt ved 48,9°C under anvendelse av et Fann-viskosimeter, modell 35.
Verdiene i tabell 9 viser at effektive borefluider, som har de ønskelige egenskaper god reologisk regulering og ut-merket fluidtapsregulering ved anvendelse av lett tilgjenge-lige borefluid-additiver, lett kan fremstilles i høye konsentrasjoner av materialer som er angitt i dette arbeid.
Selv om de foretrukne utførelser av denne oppfinnelse er beskrevet detaljert, skal det forstås at mange forskjellige utførelser lett kan være tilgjengelig for en person som an-vender slike borefluid-additiver for en spesifikk sluttanven-deise. Beskrivelsen av blandingen og fremgangsmåten ifølge denne oppfinnelse er ikke ment å begrense denne oppfinnelse, men er utelukkende illustrativ for den foretrukne utførelse av denne oppfinnelse. Andre borefluid-additiver og fremgangsmåter for undertrykking av leirhydratisering og som inkorpo-rerer modifikasjoner eller endringer av det som er blitt beskrevet her, omfattes likeledes av denne søknad.
Claims (14)
1. Vannbasert borefluid for anvendelse ved boring av brøn-ner gjennom en formasjon som inneholder en leire som sveller i nærvær av vann,
karakterisert ved at det omfatter reaksjonsproduktet av et trihydroksyalkylamin med den generelle formel
hvor n = 1-3, og et vannløselig, kvaternært amin med den generelle formel
hvor Q er et vannløselig, kvaternært amin, og X er et halogen valgt fra gruppen som består av klor, brom, jod eller kombinasjoner av disse, og hvor reaksjonsproduktet videre er kjennetegnet ved (1) lav toksisitet som bestemt ved "Mysid shrimp"-testen og (2) kompatibilitet med anioniske borefluid-bestanddeler bestemt ved at reaksjonsproduktet ikke gir en felling i nærvær av anioniske polymerer, idet reaksjonsproduktene er til stede i borefluidet i en konsentrasjon som er tilstrekkelig til å redusere svellingen av leiren.
2. Borefluid ifølge krav 1,
karakterisert ved at trihydroksyalkylamin er trietanolamin, Q er et vannbasert kvaternært amin og X er klor.
3. Borefluid ifølge krav 1,
karakterisert ved at det vannløselige kvaternære amin har den generelle formel
hvor R', R<1>' og R"1 er alkylgrupper som har opptil 4 karbonatomer, Y er et hydroksyalkylhalogenid, og X er halogen fra gruppen som består av klor, brom eller jod.
4. Fremgangsmåte for reduksjon av svelling av leire i en brønn,
karakterisert ved at den omfatter sirkulasjon i brønnen av et vannbasert fluid som omfatter en funksjonelt effektiv konsentrasjon av additivet dannet fra reaksjonen av et trihydroksyalkylamin med den generelle formel
hvor n = 1-3, med et vannløselig, kvaternært amin med den generelle formel
hvor Q er et vannløselig, kvaternært amin, og X er et halogen valgt fra gruppen som består av klor, brom, jod eller kombinasjoner av disse, og hvor reaksjonsproduktet videre er kjennetegnet ved (1) lav toksisitet som vist ved at reaksjonsproduktet har en LC^g-verdi høyere enn 30 000 i "Mysid shrimp"-testen, og (2) kompatibilitet med anioniske borefluid-bestanddeler , hvor kompatibiliteten vises ved at reaksjonsproduktet ikke gir en felling i nærvær av anioniske polymerer.
5. Borefluid ifølge krav 1 eller fremgangsmåten i krav 4, karakterisert ved at trihydroksyalkylamin er valgt fra trimetanolamin, trietanolamin, tripropanolamin og kombinasjoner derav.
6. Borefluid ifølge krav 1 eller fremgangsmåten ifølge krav 4,
karakterisert ved at X er klor.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 4, karakterisert ved at det vannløselige kvaternære amin har den generelle formel
hvor R<1>, R'' og R''' er alkylgrupper som har opptil 3 karbonatomer, Y er et hydroksyalkylhalogenid som har opptil 4 karbonatomer, og X er halogen fra gruppen som består av klor, brom eller jod eller kombinasjoner av disse.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 4,
karakterisert ved at trihydroksyalkylamin er valgt fra trimetanolamin, trietanolamin og tripropanolamin, Q er et vannbasert kvaternært amin og X er klor.
9. Vannbasert borefluid for anvendelse ved boring av brøn-ner gjennom en formasjon som inneholder en leire som sveller i nærvær av vann,
karakterisert ved at det omfatter det vann-løselige, polykvaternære amin dannet fra kondensasjonsreaksjonsproduktet av et trihydroksyalkylamin med den generelle formel
hvor n = 1-3, med et alkylhalogenid med den generelle formel
hvor R er et alkylradikal med opptil 4 karbonatomer, og X er valgt fra gruppen som består av klor, brom, jod eller kombinasjoner av disse, idet det polykvaternære amin videre er kjennetegnet ved (1) lav toksisitet som bestemt ved "Mysid shrimp"-testen og (2) kompatibilitet med anioniske borefluid-bestanddeler bestemt ved at reaksjonsproduktet ikke gir en felling i nærvær av anioniske polymerer, idet det polykvaternære amin er til stede i borefluidet i en konsentrasjon som er tilstrekkelig til å redusere svellingen av leiren.
10. Fremgangsmåte for reduksjon av svelling av leire i en brønn,
karakterisert ved at den omfatter sirkulasjon i brønnen av et vannbasert fluid som omfatter en funksjonelt effektiv konsentrasjon av polykvaternært amin additiv dannet fra kondensasjonsreaksjonsproduktet av et trihydroksyalkylamin med den generelle formel
hvor n = 1-3, med et alkylhalogenid med den generelle formel
hvor R er et alkylradikal med opptil 4 karbonatomer, og X er valgt fra gruppen som består av klor, brom, jod eller kombinasjoner av disse, idet det polykvaternære amin videre er kjennetegnet ved (1) lav toksisitet som vist ved at reaksjonsproduktet har en LC5o_verdi høyere enn 30 000 i "Mysid shrimp"-testen, og (2) kompatibilitet med anioniske borefluid-bestanddeler, hvor kompatibiliteten vises ved at reaksjonsproduktet ikke gir en felling i nærvær av anioniske polymerer.
11. Borefluid ifølge krav 9 eller fremgangsmåten ifølge krav 10,
karakterisert ved at det polykvaternære amin har den generelle formel
hvor n = 1-3, R er et alkylradikal med opptil 4 karbonatomer, og X er et halogen valgt fra gruppen som består av klor, brom, jod eller kombinasjoner av disse.
12. Borefluid ifølge krav 9 eller fremgangsmåte ifølge krav 10,
karakterisert ved at det polykvaternære aminet er den kondenserte formen av trietanolamin-metylklorid.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 10, karakterisert ved at hydroksyalkylamin er valgt fra trimetanolamin, trietanolamin og tripropanolamin, X er klor og R er metyl.
14. Vannbasert borefluid for anvendelse ved boring av brøn-ner gjennom en formasjon som inneholder en leire som sveller i nærvær av vann,
karakterisert ved at det omfatter (a) et vektmateriale, og (b) kvaternært trietanolaminmetylklorid
som er kjennetegnet ved (1) lav toksisitet som bestemt ved "Mysid shrimp"-testen og (2) kompatibilitet med anioniske borefluid-bestanddeler bestemt ved at reaksjonsproduktet ikke gir en felling i nærvær av anioniske polymerer.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/087,458 US5424284A (en) | 1991-10-28 | 1993-07-02 | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration |
US8673993A | 1993-07-06 | 1993-07-06 |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO942493D0 NO942493D0 (no) | 1994-07-01 |
NO942493L NO942493L (no) | 1995-01-03 |
NO312301B1 true NO312301B1 (no) | 2002-04-22 |
Family
ID=26775095
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19942493A NO312301B1 (no) | 1993-07-02 | 1994-07-01 | Vannbasert borefluid, samt fremgangsmate for reduksjon av leirsvelling i en oljebronn |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
EP (2) | EP0838514B1 (no) |
AT (2) | ATE254158T1 (no) |
AU (1) | AU675709B2 (no) |
CA (1) | CA2126938A1 (no) |
DE (2) | DE69433329T2 (no) |
NO (1) | NO312301B1 (no) |
Families Citing this family (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5663123A (en) * | 1992-07-15 | 1997-09-02 | Kb Technologies Ltd. | Polymeric earth support fluid compositions and method for their use |
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 |
WO1998034994A1 (en) | 1997-02-12 | 1998-08-13 | Kb Technologies, Ltd. | Composition and method for a dual-function soil-grouting excavating or boring fluid |
US6897186B2 (en) | 1997-02-12 | 2005-05-24 | Kg International, Llc | Composition and method for dual function soil grouting excavating or boring fluid |
US6857485B2 (en) | 2000-02-11 | 2005-02-22 | M-I Llc | Shale hydration inhibition agent and method of use |
US6609578B2 (en) | 2000-02-11 | 2003-08-26 | Mo M-I Llc | Shale hydration inhibition agent and method of use |
US6247543B1 (en) * | 2000-02-11 | 2001-06-19 | M-I Llc | Shale hydration inhibition agent and method of use |
US6484821B1 (en) | 2000-11-10 | 2002-11-26 | M-I L.L.C. | Shale hydration inhibition agent and method of use |
US6831043B2 (en) | 2002-01-31 | 2004-12-14 | M-I Llc | High performance water based drilling mud and method of use |
US7084092B2 (en) | 2003-08-25 | 2006-08-01 | M-I L.L.C. | Shale hydration inhibition agent and method of use |
CN1297626C (zh) * | 2003-12-22 | 2007-01-31 | 吐哈石油勘探开发指挥部技术监测中心 | 油田钻井固井专用套管防腐保护剂 |
WO2006041822A2 (en) * | 2004-10-05 | 2006-04-20 | M-I L.L.C. | Shale hydration inhibition agent and method of use |
US8097567B2 (en) * | 2006-01-09 | 2012-01-17 | Clearwater International, Llc | Well drilling fluids having clay control properties |
US20100144561A1 (en) * | 2007-03-13 | 2010-06-10 | Patel Arvind D | Shale hydration inhibition agent and method of use |
EP2551326A1 (de) | 2011-07-28 | 2013-01-30 | Basf Se | Verwendung von Polylysin als Shale Inhibitor |
US9890315B2 (en) | 2011-07-28 | 2018-02-13 | Basf Se | Use of polylysine as a shale inhibitor |
BR112014022827B1 (pt) * | 2012-03-30 | 2019-10-15 | Dow Global Technologies Llc | Composto, e, método para fornecer umectância em uma composição de cuidados pessoais |
CN104428387B (zh) | 2012-07-06 | 2018-11-09 | 巴斯夫欧洲公司 | 用于水基钻井液的可生物降解的接枝共聚物防粘附添加剂 |
BR112014032988A2 (pt) * | 2012-07-20 | 2017-06-27 | Dow Global Technologies Llc | composição de fluido de perfuração em base aquosa e método para reduzir a reatividade de argilas e xisto em operações de perfuração |
EP3167001B1 (en) * | 2014-07-07 | 2020-10-28 | Rhodia Operations | An adjuvant composition comprising choline chloride as a hydration inhibitor |
CN107636201B (zh) | 2015-05-13 | 2020-06-12 | 罗地亚经营管理公司 | 腐蚀抑制剂配制品 |
EP3421568A1 (en) | 2017-06-27 | 2019-01-02 | Basf Se | Use of oligoglucosamine as shale inhibitor |
AU2019275478A1 (en) * | 2018-05-21 | 2020-11-26 | Minex Crc Limited | Drilling fluids and uses thereof |
CN115403775B (zh) * | 2022-09-30 | 2023-12-01 | 华美孚泰油气增产技术服务有限责任公司 | 一种页岩稳定剂及其制备方法 |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2544326B1 (fr) * | 1983-04-18 | 1987-01-16 | Produits Ind Cie Fse | Procede et agents pour le controle du gonflement des argiles en presence d'eau de mer et boues a base d'argile |
US4842073A (en) * | 1988-03-14 | 1989-06-27 | Halliburton Services | Fluid additive and method for treatment of subterranean formations |
US5089151A (en) * | 1990-10-29 | 1992-02-18 | The Western Company Of North America | Fluid additive and method for treatment of subterranean formations |
US5099923A (en) * | 1991-02-25 | 1992-03-31 | Nalco Chemical Company | Clay stabilizing method for oil and gas well treatment |
US5350740A (en) * | 1991-10-28 | 1994-09-27 | M-1 Drilling Fluids Company | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration |
CA2088344C (en) * | 1992-04-10 | 2004-08-03 | Arvind D. Patel | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration |
-
1994
- 1994-06-28 CA CA002126938A patent/CA2126938A1/en not_active Abandoned
- 1994-07-01 EP EP97122270A patent/EP0838514B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-07-01 AT AT97122270T patent/ATE254158T1/de not_active IP Right Cessation
- 1994-07-01 DE DE69433329T patent/DE69433329T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1994-07-01 EP EP94110290A patent/EP0634468B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-07-01 AT AT94110290T patent/ATE173290T1/de not_active IP Right Cessation
- 1994-07-01 DE DE69414481T patent/DE69414481T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1994-07-01 NO NO19942493A patent/NO312301B1/no not_active IP Right Cessation
- 1994-07-01 AU AU66121/94A patent/AU675709B2/en not_active Expired
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
ATE254158T1 (de) | 2003-11-15 |
EP0634468A1 (en) | 1995-01-18 |
EP0838514A1 (en) | 1998-04-29 |
NO942493D0 (no) | 1994-07-01 |
ATE173290T1 (de) | 1998-11-15 |
DE69433329D1 (de) | 2003-12-18 |
AU6612194A (en) | 1995-01-12 |
EP0838514B1 (en) | 2003-11-12 |
NO942493L (no) | 1995-01-03 |
DE69414481D1 (de) | 1998-12-17 |
CA2126938A1 (en) | 1995-01-03 |
DE69414481T2 (de) | 1999-07-01 |
EP0634468B1 (en) | 1998-11-11 |
DE69433329T2 (de) | 2004-09-09 |
AU675709B2 (en) | 1997-02-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5424284A (en) | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration | |
US5908814A (en) | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration | |
NO312301B1 (no) | Vannbasert borefluid, samt fremgangsmate for reduksjon av leirsvelling i en oljebronn | |
US6831043B2 (en) | High performance water based drilling mud and method of use | |
US6247543B1 (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
CA2492797C (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
US6609578B2 (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
CA2425776C (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
AU2003207770A1 (en) | High performance water based drilling mud and method of use | |
CA2537504C (en) | High performance water-based drilling mud and method of use | |
US5350740A (en) | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration | |
CA2088344C (en) | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration | |
AU2002220263B2 (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
AU2002220263A1 (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
AU2002310417A1 (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA |
|
MK1K | Patent expired |