NO314410B1 - Fluid for anvendelse i en oljebrönn, samt fremgangsmåte som gjennomföres ien oljebrönn og anvendelse av fremgangsmåten - Google Patents
Fluid for anvendelse i en oljebrönn, samt fremgangsmåte som gjennomföres ien oljebrönn og anvendelse av fremgangsmåten Download PDFInfo
- Publication number
- NO314410B1 NO314410B1 NO19951722A NO951722A NO314410B1 NO 314410 B1 NO314410 B1 NO 314410B1 NO 19951722 A NO19951722 A NO 19951722A NO 951722 A NO951722 A NO 951722A NO 314410 B1 NO314410 B1 NO 314410B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- polymer
- daltons
- pam
- well
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 80
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 19
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 58
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 41
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 41
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 41
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 27
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 27
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 26
- -1 alkylaryl radical Chemical class 0.000 claims description 18
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 18
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 12
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 11
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 11
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 10
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Inorganic materials [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 10
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims description 10
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 9
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 9
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Inorganic materials [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 7
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 claims description 7
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 6
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 5
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 claims description 5
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 5
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 4
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 claims description 4
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 claims description 3
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000005250 alkyl acrylate group Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 claims description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920000800 acrylic rubber Polymers 0.000 claims description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 125000003917 carbamoyl group Chemical group [H]N([H])C(*)=O 0.000 claims description 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical group 0.000 claims description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L magnesium chloride Substances [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 claims description 2
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 claims description 2
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 35
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 33
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 21
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 15
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 13
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 13
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 9
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 6
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 5
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 5
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 4
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 4
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 3
- 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 3
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 125000000923 (C1-C30) alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 229920001600 hydrophobic polymer Polymers 0.000 description 2
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 2
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical group NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 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
- 125000006297 carbonyl amino group Chemical group [H]N([*:2])C([*:1])=O 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229920001477 hydrophilic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000011133 lead Substances 0.000 description 1
- TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N levoglucosan Chemical group O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]2CO[C@@H]1O2 TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000002932 luster Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N pyrite Chemical compound [Fe+2].[S-][S-] NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011028 pyrite Substances 0.000 description 1
- 229910052683 pyrite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical class 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 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
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
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)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Lubricants (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse angår et vannbasert fluid med optimalisert sammensetning for løsing av problemer man støter på under operasjoner så som bore-, kompletterings- eller overhalingsoperasjoner i en brønn som går gjennom minst én gjennomtrengelig geologisk formasjon.
Oppfinnelsen angår et fluid som anvendes i en brønn boret gjennom minst én gjennomtrengelig geologisk formasjon. Videre angår oppfinnelsen en fremgangsmåte som gjennomføres i en brønn boret gjennom minst én geologisk formasjon med en viss gjennomtrengelighet, hvor fremgangsmåten omfatter minst én av operasjonene brønnboring, brønnkomplettering og overhaling i en brønn samt anvendelse av fremgangsmåten.
Det som omtales som kompletteringsoperasjoner, gjelder operasjoner for nødvendig forberedelse eller utrustning for å bringe en geologisk formasjon i produksjon fra borehullet. Ved disse kompletteringsoperasjoner anvendes spesielle fluider som kalles kompletteringsfluider.
Det som omtales som en overhalingsoperasjon, gjelder en operasjon som utføres i en produserende eller en potensielt produserende brønn. Overhalingsfluider kan anvendes i den produserende brønn i sirkulasjon på en måte som kan sammenliknes med borefluider, eller i form av et avstandsfluid.
Alle disse bore-, kompletterings- eller overhalingsfluider har til felles den fysisk-kjemiske tilpasning av formuleringen av dem til beskaffenheten av de geologiske formasjoner som de er i kontakt med, og til de hovedfunksjoner de er tiltenkt for. Det er faktisk velkjent at fluidene som anvendes i en brønn, vanligvis har de fleste av følgende funksjoner:
- opprettholdelse av stabiliteten av brannveggene,
- regulert filtrering i de gjennomtrengelige formasjoner,
- god kapasitet for rengjøring av bunnen av brønnen ved sirkulering,
- lettvint densitetsregulering,
- temperaturstabilitet og stabilitet når det gjelder tid,
- ingen eller liten forandring når det gjelder egenskaper ved forurensning med leire eller elektrolytter,
- lettvint fremstilling og behandling, o.s.v.
For oppnåelse av disse komplekse kombinerte funksjoner som kan være uforenlige, må de relative mengder additiver velges og justeres. For dette formål er brønnfluidets sammensetning vanligvis resultatet av et kompromiss mellom flere funksjoner og omkostningene for de vesentlige additiver, i henhold tii beskaffenheten av problemene man støter på i de geologiske formasjoner, deres bunnhull-betingelser, så som trykk og temperatur, og ifølge de hovedfunksjoner som er vesentlige for fluidet.
Ett av formålene ved foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en blanding av et fluid som kombinerer minst fire additiver for å gjennomføre og kontrollere funksjonene ved svellingsinhibering, filtreringsreduksjon, skjærdispersjon, reologi-kontroll.
Fluidet ifølge oppfinnelsen er et preparat som i vandig løsning inneholder en hydrofil/hydrofob polymer kalt Hb1, og som er beskrevet i dokument FR
2 686 892, i tilknytning til dokument PCT/FR 93/00 090, publisert under nummer WO 93/15 164. Fluidet som anvendes i foreliggende oppfinnelse omfatter
a) en polymer kalt Hb1 med en struktur av -(Hb)-(Hy)-typen med statistisk fordeling, idet strukturen fremkommer ved radikal-polymerisering av etylen-monomerer som inneholder karboksylsyre-funksjoner, særlig en Ci-C3o-akrylat/- alkylakrylat-kopolymer som svarer til formelen
hvor x er i området mellom 0,4 og 0,8, M er H eller Na eller K eller hvilket som helst annet enverdig ion, R4 er CrC30-alkyl-, aryl- eller alkylaryl-radikal, og lengden av de hydrofobe enheter R4 er valgt som funksjon av molekylmassen av polymeren i henhold til reglene - for en polymer med en molekylmasse på under ca. 10<5> dalton, inneholder R4 minst to karbonatomer, - for en polymer med en molekylmasse i området mellom ca. 10<5> og 2,5-10<6 >dalton, inneholder R4 minst fire karbonatomer;
b) en polymer kalt HM PAM, som fås ved polymerisering av hydrofile enheter med én hydrofob enhet, hvor den hydrofile enhet inneholder
- akrylamid ifølge formelen
hvor R5 er H eller CH3, og Z\ er CONH2,
- og eventuelt akrylsyre-, akrylat- eller sulfonat-komonomerer ifølge formelen
hvor R'5 er H eller CH3 og Z2 er COOH eller COO", M<+> eller CONHR1SO3", M<+>; Ri er H eller et Ci-C3o-alkyl-, aryl- eller alkylaryl-radikal, og den hydrofobe enhet i polymeren HM PAM har minst én av formene N-alkylakrylamid, alkylakrylat, N-substituert akrylamid eller et substituert akrylat, idet den substituerte del er et ikke-ionisk overflateaktivt middel, og den hydrofobe enhet har den generelle formel
hvor R5 er H eller CH3, og Z3 er COOR7, COOR2, CONRiR;» eller CONRiR7, idet R7 er et ikke-ionisk overflateaktivt middel og R2 er et Ci-C3o-alkyl-, aryl- eller alkylaryl-radikal; Ri er H eller et Ci-C3o-alkyl-, aryl- eller alkylaryl-radikal;
c) et hydrofobt modifisert cellulosederivat,
d) en polymer av polysakkarid-typen med en stiv eller halvstiv dobbelt- eller
trippelheliks-molekylstruktur.
Ved en variant får polymeren Hb1 navnet H3 når verdien av x er 0,8, når R4 inneholder fire karbonatomer og når polymerens molekylmasse er i området fra 10<4> til 5-10<4> dalton, og fortrinnsvis nær 1.7-10<4> dalton.
Fluidet ifølge oppfinnelsen innbefatter dessuten et hydrofobt modifisert cellulosederivat. Ved en første variant av oppfinnelsen er cellulosederivatet hydrofobt modifisert hydroksyetylcellulose (HM HEC).
Hydrofobt modifiserte cellulosederivater stammer hovedsakelig fra cellulosederivater som vanligvis anvendes, så som karboksymetylceliulose (CMC), hydroksyetylcellulose (HEC) eller hydroksypropylcellulose (HPC). Disse derivater kan modifiseres kjemisk ved innarbeidelse av alkylgrupper ved en kjemisk reak-sjon som påvirker visse cellulose-enheter. Disse hydrofobt modifiserte cellulosederivater, særlig HM HEC, HM CMC og HM HPC, er beskrevet i dokument EP-A1-465 992.
Polymeren HM HEC etler hydrofobt modifisert hydroksyetylcellulose er blitt beskrevet i dokument US-A-4 228 227 og i publikasjonen "Synthesis and solution properties of hydrophobically modified hydroxyetylcellulose" av A.C. SAU og L.M. LANDOLL i "Polymers in aqueous media : performance through association", J.E. Glass (red.), Adv. Chem. Ser. 213, ACS Wash. 1989.
HM HEC, ikke-ionisk og vannløselig, kan fremstilles ut fra HEC eller hydroksyetylcellulose, ved kjemisk innarbeidelse av en lang alkylkjede mellom C4 og C25, fortrinnsvis med mellom 8 og 18 karbonatomer for den hydrofobe enhet.
Den hydrofobe enhet er bundet til cellulosen med en eter- eller ester-binding, fortrinnsvis en eterbinding, på grunn av at denne type binding er mer stabil når polymeren er i vandig løsning.
Konsentrasjonen av hydrofobe enheter kan være i området fra 0,2 til ca. 5%, fortrinnsvis fra 0,2 til 1,5% og mer spesifikt mellom 0,2 og 1%.
Polymeren HM HEC kan ha en molar substitusjonsverdi for hydroksyetyl-enheter på minst 1,5, fortrinnsvis mellom 1,5 og 4, d.v.s. fra 1,5 til 4 mol hydroksy-etyl-substituenter pr. anhydroglukose-enhet, og en forholdsvis lav molekylmasse, d.v.s. under 2 000 000 dalton, og fortrinnsvis mellom 20 000 og 500 000 (det vil si en polymeriseringsgrad på 75-1800).
Fluidet ifølge den foreliggende oppfinnelse innbefatter dessuten en egnet mengde av en polymer kalt HM PAM, som fås ved polymerisering av hydrofile enheter med en hydrofob enhet. Den hydrofile enhet inneholder:
- akrylamid ifølge følgende formel:
hvor R5 er H eller CH3, og Z1 er CONH2,
- og eventuelt akrylsyre-, akrylat- eller sulfonat-komonomerer ifølge følgende formel:
hvor R'5 er H eller CH3 og Z2 er COOH eller COO", M<+> eller CONHR1SO3" ,M<+>; Ri er H eller et Ci-C3o-alkyl-, aryl- eller alkylaryl-radikal.
Den hydrofobe enhet i polymeren HM PAM kan så ha én av følgende former: N-alkylakrylamid, alkylakrylat, N-substituert akrylamid eller et substituert akrylat, idet den substituerte del er et ikke-ionisk overflateaktivt middel, og den hydrofobe enhet har den generelle formel som følger:
hvor R5 er H eller CH3, og Z3 er COOR7, COOR2, CONR1R2 eller CONR^t, idet R7 er et ikke-ionisk overflateaktivt middel og R2 er et Ci-C3o-alkyl-, aryl- eller alkylaryl-radikal; Ri er H eller et Ci-C3o-alkyl-, aryl- eller alkylaryl-radikal.
De vannløselige polymerer HM PAM fås ved kopolymerisering av vann-løselige monomerer med en hydrofob monomer i et molart hydrofil/hydrofob-forhold på fra 90/10 til ca. 99,995/0,005, fortrinnsvis fra 95/5 til ca. 99,9/0,1. Deres molekylmasse er større enn 10<6> dalton.
Polymeren HM PAM omtales som H1PAM når den er en akrylamid- og nonyl-metakrylat-kopolymer (d.v.s. at R5 er CH3; Z3 er COOR7 hvor R7 = CgH-19), når den har en molekylmasse på ca. 8-10<6> dalton og en konsentrasjon av hydrofobe enheter i området mellom 0,5 og 1,5%.
Kombinasjonen av disse tre polymerer, Hb1, HM PAM og det hydrofobt modifiserte cellulose-derivat gir fluidet ifølge oppfinnelsen gode egenskaper som brønnfluid, d.v.s. et fluid som kan anvendes for bore-, kompletterings- og overhalingsoperasjoner i en brønn. Videre har søkeren valgt en fjerde polymer av polysakkarid-typen hvis tilsetting til preparatet ifølge oppfinnelsen særlig muliggjør at fluidets reologi kan optimaliseres mens visse egenskaper ved preparatet forsterkes. Polysakkaridene, som har en stiv eller halvstiv dobbelt- eller trippelheliks-molekylstruktur, er fortrinnsvis tilpasset til preparatet innbefattende de andre tre polymerer. De kan for eksempel være skleroglukan eller xantan.
Den foreliggende oppfinnelse angår således et fluid som anvendes i en brønn boret gjennom minst én gjennomtrengelig geologisk formasjon. Fluidet inneholder i vandig løsning en effektiv mengde av:
a) en polymer kalt Hb1, definert ovenfor,
b) en polymer kalt HM PAM, definert ovenfor,
c) et hydrofobt modifisert cellulosederivat,
d) en polymer av polysakkarid-typen med en stiv eller halvstiv dobbelt- eller
trippelheliks-molekylstruktur.
I polymeren Hb1 kan x ha omtrent verdien 0,8, R4 kan innbefatte fire karbonatomer, og polymeren kan ha en molekylmasse i området mellom 10<4> og 5-10<4> dalton, og fortrinnsvis nær 1.7-10<4> dalton.
Polymeren HM PAM kan ha en molekylmasse i området mellom 10<6> og 10<7 >dalton og en konsentrasjon av hydrofobe enheter i området mellom 0,5 og 5%.
Når polymeren HM PAM kalles H1PAM, kan R5 være CH3, Z3 kan være COOR7 med R7 lik CgH^, polymerens molekylmasse kan være ca. 8-10<6> dalton og konsentrasjonen av hydrofobe enheter kan være i området mellom 0,5 og 1,5%.
Cellulosederivatet kan være hydrofobt modifisert hydroksyetylcellulose.
Den modifiserte hydroksyetylcellulose kan innbefatte et hydrofobt alkylradikal som innbefatter mellom 4 og 25 karbonatomer, fortrinnsvis mellom 8 og 18.
Molekylmassen for den modifiserte hydroksyetylcellulose kan være under 2 000 000 dalton, og er fortrinnsvis i området mellom 20 000 og 500 000 dalton.
Polymeren av polysakkaridtypen kan være valgt fra gruppen som utgjøres av xantan og skleroglukan.
Fluidet kan omfatte minst én elektrolytt i konsentrasjoner som kan nå metning.
Elektrolytten kan være valgt fra gruppen som utgjøres av natrium-, kalium-, kalsium-, magnesium- eller sink-klorid, -bromid, -karbonat, -acetat, -formiat,
-sulfat, -silikat, -fosfat.
Fluidet kan inneholde mellom 0,5 og 30 g pr. I Hb1, av hydrofobt modifisert cellulosederivat og av HM PAM, og mellom 0,5 og 20 g/l polymer av polysakkarid-typen.
Fluidet kan inneholde mellom 0,5 og 10 g pr. I av H3, av HM HEC og av H1PAM, mellom 1 og 5 g pr. I polysakkarid-polymertype, fortrinnsvis xantan, mellom 5 og 100 g pr. I KCI eller NaCI og mellom 0 og 30 g pr. I reaktiv leire.
Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte utført i en brønn som er boret gjennom minst én geologisk formasjon med en viss gjennomtrengelighet, idet fremgangsmåten omfatter minst én av følgende operasjoner: brønnborings-, brønnkompletterings- og overhalingsoperasjon i en brønn. Ved fremgangsmåten anvendes et fluid som i vandig løsning inneholder en effektiv mengde av:
a) en polymer kalt Hb1, definert ovenfor,
b) en polymer kalt HM PAM,
c) et hydrofobt modifisert cellulosederivat,
d) en polymer av polysakkaird-typen.
Ved fremgangsmåten, hvor den geologiske formasjon innbefatter reaktive
leirarter, er det mulig å regulere svellings-inhiberingen og/eller dispergeringen av leirartene ved fluidet ved optimalisering av mengden av polymeren Hb1.
Fluid-reologien kan justeres ved optimalisering av mengden polymer av polysakkaridtypen.
Filtreringsreduksjonen kan reguleres ved optimalisering av mengden av hydrofobt modifisert cellulosederivat.
Fluidets evne til ikke å bryte opp borkaks kan justeres ved optimalisering av mengden av HM PAM i fluidet.
Ved fremgangsmåten kan utformingen av fluidet eventuelt ikke innbefatte en tilsetting av reaktive leirarter.
Fremgangsmåten kan anvendes for boring av slanke brønner eller boring som avviker sterkt fra vertikal retning.
Fordelene og trekkene ved fluidet ifølge den foreliggende oppfinnelse vil bli klare ved lesing av forsøkene beskrevet i det følgende. De undersøkte fluider er blitt systematisk homogenisert i en agitator av typen Hamilton Beach.
Det er vist at de forskjellige komponenter i preparatet av fluidet ifølge oppfinnelsen har primære egenskaper, og de fleste av dem har den virkning at de for-sterker den primære egenskap hos minst én annen komponent. Søkeren har påvist multiple synergistiske effekter mellom komponentene i fluidet.
Forsøk nr. 1: Svellings-inhibering
Polymeren Hb1 er beskrevet i patentsøknad FR-A-2 686 892, og dens evne som svellingsinhibitor er vist i denne ved hjelp av forsøk utført med polymeren H3.
Følgende forsøk er blitt utført i et utstyr for måling av sveliing av en bergart. Det innbefatter et innelukket område fylt med det undersøkte fluid, hvor en prøve med lengde ca. 3 cm og en diameter på 2 cm av et leiraktig materiale anbringes. Prøven nedsenkes helt i fluidet. En fortrengnings-transduktor som er festet til utstyrets ramme, måler fortrengningen av et punkt som funksjon av tiden, idet punktet presses på prøven. Forsøkene varer i ca. 8-10 timer. En stabilisering av svellingen av prøven observeres etter ca. 3-4 timer. Prøven er laget av et leiraktig materiale kalt "Pierre l-skiferleire" inneholdende ca. 10% smektitt, 30% illitt og 1% kaolinitt, hvis vannaktivitet er ca. 0,9.
Tabellen nedenfor viser resultatene oppnådd forholdsmessig i nærvær av fire løsninger:
-S1: destillert vann,
- S2: løsning inneholdende xantan (2 g/l), HM HEC (2 g/l) og H1PAM (2 g/l), KCI (50 g/l), - S3: løsning inneholdende H3 (4 g/l), xantan (2 g/l), HM HEC (2 g/l) og H1PAM (2 g/l), KCI (50 g/l),
- S4: løsning inneholdende H3 (4 g/l), KCI (5 g/l).
Det bekreftes at preparatet S3, som svarer til en variant ifølge oppfinnelsen, har gode svellingsinhiberende egenskaper. Det kan observeres at ved slutten av forsøket har prøven i fluid S1 ingen mekanisk styrke.
Et annet forsøk er blitt utført under mye mer reaktive betingelser. En prøve av montmorillonitt av typen Green Bond bringes i kontakt med forskjellige løs-ninger. Prøven har form av en leirpellet komprimert ved et trykk på 100-1500 bar. Den anvendte pellet har en aktivitet på 0,5. Aktiviteten av den anvendte elektrolytt er i området mellom 1 og 0,96. Forsøksbetingelsene er som følger: temperatur 30°C, forhold mellom faststoff og væske 0,1, med mild røre- og svellingskinetikk fulgt i 3 timer.
Utvidelsen av pelleten måles, og resultatene er uttrykt som prosentandel.
Preparatene S1, S3 og S4 definert ovenfor er også blitt anvendt for dette forsøk, så vel som preparat S5 som bare inneholder 50 g/l KCI:
Resultatene viser at for en mye mer reaktiv pellet enn prøven i det første forsøk, som bare inneholder 10% smektitt, og under ubalanse-tilstander mellom pelleten og elektrolytten når det gjelder aktiviteten, er svellingsinhiberingsegenska-pene hos preparat S3 minst like gode som for H3 alene, hvis disse resultater er forbundet med de samme saltholdighets-betingelser. I nærvær av destillert vann eller en løsning som inneholder 50 g/l KCI, nedbrytes pelleten fullstendig, hvilket viser dens meget høye reaktivitet.
Forsøk nr. 2: Borkaks-dispergering
Dette forsøk gjør mulig at kapasiteten hos et bore-, kompletterings- eller overhalingsfluid ikke ødelegger vedheftingen av et faststoff i suspensjon i fluidet, særlig en del av en geologisk formasjon som kalles borkaks. Denne funksjon omtales vanligvis som evnen hos et fluid til ikke å bryte opp borkaks (nedbrutt faststoff-materiale). Hensikten med denne funksjon er særlig å begrense mengden av fine partikler for at ikke fluidets reologiske egenskaper skal forandres, for fremskynding av separasjonen av faststoffer i overflate-installasjonene og for forsering av rengjøringen av brønnen.
Beskrivelse av forsøksfremgangsmåten:
De fleste forsøk er blitt utført for borkaks eller stykker av en leirart som kalles "London-leire" i en størrelse i området mellom 1 og 2,8 mm, holdt i en eksikator slik at deres vann-aktivitet er i størrelsesordenen 0,9. London-leiren inneholder ca. 23% smektitt, 29% illitt og 11% kaolinitt.
Tre gram leire innføres i en 300 cm<3> celle inneholdende 100 cm<3> av fluidet som skal undersøkes. Fire stålkuler med diameter 16 mm innføres så i cellen. Denne celle anbringes i et roterende system i 1 time ved en temperatur på 30°C.
Fluidet siktes deretter gjennom to sikter i serie, hvis respektive maske-tørrelse er 1 og 0,25 mm. Leiren gjenvinnes på hver av siktene. Etter tørking veies den gjenvunne leire.
Resultatene uttrykkes som vektprosentandel av leire gjenvunnet på hver sikt med hensyn til begynnelsesvekten av suspendert leire.
Forsøk nr. 1: Sammenlikning av forskjellige preparater
Tabellen nedenfor grupperer resultatene oppnådd med fire preparater. I forhold til et standard-enkeltpreparat F1, er det tydelig at forsøket gir de gode resultater oppnådd med preparatet F2 og særlig med preparat F3 hvor H3, H1PAM og HM HEC er kombinert.
Preparater:
F1: Xantan (4 g/l), CMC LV (10 g/l), KCI (50 g/l)
F2: Xantan (4 g/l), H3 (4 g/l), CMC LV (10 g/l), H1PAM (2 g/l), KCI (50 g/l)
F3: Xantan (4 g/l), H3 (4 g/l), HM HEC (4 g/l), H1PAM (3 g/l), KCI (50 g/l)
F4: Xantan (4 g/l), CMC LV (10 g/l), H3 (4 g/l), KCI (50 g/l).
Sammenlikningen mellom forsøk 1 og 4 viser at H3 ikke har noen særlig virkning på dispergeringen av borkaksen.
Sammenlikningen mellom forsøk 2 og 3 viser at kombinasjonen av HM HEC og H1 PAM fremskynder høyere borkaks-bestandighet. Dette ser ut til særlig å skyldes vekselvirkningene mellom de to polymerer, som derved muliggjør bedre innkapsling av borkaksen og derfor forhindrer dispergering av den.
Forsøk nr. 2: Innvirkning av konsentrasjonen av
det hydrofobt modifiserte polvakrvlamid ( Hl PAM)
Innvirkningen av H1PAM-konsentrasjonen er blitt undersøkt i denne serie forsøk.
Basispreparat: H3 (4 g/l), xantan (2 g/l), HM HEC (4 g/l), KCI (50 g/l). Forskjellige H1 PAM-konsentrasjoner tilsettes til dette basispreparat.
Det er klart at innvirkningen av H1 PAM på de gode resultater oppnådd ved denne forsøkstype, er sterk. Det ser ut til at H1 PAM-konsentrasjons-optimum er i området mellom 2 og 4 g pr. I under disse betingelser.
Forsøk nr. 3: Undersøkelse av borkaks-dispergering utført for gjen-komprimerte bentonitt-pellet (100% Wyoming-montmorillonitt); en meget reaktiv modell- leirskifer
Borkaks bestående av gjen-komprimerte bentonitt-pellet er blitt anvendt i denne serie. Cellen som inneholder suspensjonen av leire og preparat, holdes under rotasjon i 16 timer. Det innføres ingen kule i cellen. Den anvendte leire er en Wyoming-montmorillonitt inneholdende utbyttbare kationer i en blanding av 70% Na og 30% Ca. De opprinnelige pellet har sylindrisk form (høyde = 5 mm, diameter = 5 mm) og fremstilles ved komprimering av leiren i en presse med 4-5 t/cm<2>. Deres vannaktivitet er da ca. 0,5. Resultatene er uttrykt som vektprosentandel av borkaks gjenvunnet med størrelse større enn 3,15 mm.
Basispreparat: Xantan (2 g/l), KCI (50 g/l).
Forskjellige midler som er angitt i tabellen nedenfor, tilsettes til dette basispreparat.
CMC LV er et produkt fremstilt av firmaet Aqualon.
PHPA er et delvis hydrolysen polyakrylamid fremstilt av firmaet SNF Floerger.
Disse resultater bekrefter at selv med et meget reaktivt system er opp-førselen av et fluid inneholdende H1PAM god.
Forsøk nr. 3: Forurensning via faststoffene
Disse forsøk vurderer oppførselen av fluidet ifølge oppfinnelsen i nærvær av ikke-forhydratisert bentonitt. De måler utviklingen av viskositeten (mPa.s) av fluidet, når det gjelder forskjellige skjærkraft-gradienter (s1) og forskjellige bentonittforhold (g/l). Disse målinger utføres med et vanlig viskosimeter av FANN-typen.
Fluidet inneholder: Xantan (2 g/l), H3 (4 g/l), HM HEC (4 g/l), H1PAM (2 g/l), KCI (5%).
Følgende forsøk muliggjør at det kan fås en sammenlikning med et preparat av et vanlig vannbasert fluid inneholdende xantan (4 g/l), CMC (10 g/l) og KCI (50 g/l).
Ved sammenlikning av de to preparater vil det kunne sees at det første preparat, som svarer til én av variantene av fluidet ifølge oppfinnelsen, oppviser bedre oppførsel ved forurensning med faststoffer. Spesielt er viskositetsøkningen, i forhold til økningen av prosentandelen av de forurensende faststoffer, målt for lave skjærhastigheter, mye lavere og når til og med et platå med det første preparat, i motsetning til det andre preparat som svarer til et vanlig vannbasert preparat. Dette stiller mindre krav til ny-bearbeidelse av fluidoverflaten og er ventet å redusere slamfortynningen. Driftsomkostningene kan således reduseres ved anvendelse av det nye preparat.
Forsøk nr. 4: Filtratregulering
Forsøk nr. 1: Sammenlikning med preparater inneholdende
vanlige filtratreduserende midler ( CM CLV og HEC)
Basisfluidet inneholder xantan (4 g/l), H3 (4 g/l), KCI (5%) og et filtratreduserende middel: CM CLV, HEC eller HM HEC.
Viskositeten VP uttrykkes i milli-Pascal.sekund (mPa.s), utbytteverdien YV er i Pa.
Det kan sees at anvendelse av HM HEC muliggjør at filtratet kan reduseres sterkt i preparatene uten faststoffer.
Forsøk nr. 2: Innvirkning av HM HEC- konsentrasionen
Basisfluidet inneholder xantan (2 g/l), H3 (4 g/l), HM HEC (0, 2 eller 4 g/l), H1PAM (2 g/l) og Chaillac-barytt for oppnåelse av en densitet d = 1,2.
Uten at man aaviker fra den foreliggende oppfinnelses ramme, kan det anvendes vanlige fyllmaterialer utenom barytt, så som kalsiumkarbonat, pyritt og blyglans.
I forsøkene er kaketykkelsen under 1 mm. Tilstedeværelse av HM HEC muliggjør at filtratet kan reduseres for oppnåelse av en konsentrasjon i området mellom 2 og 4 g/l.
Det kan sees at verdien av det filtrerte volum er spesielt lav til tross for fravær av leire. Det er velkjent at en forholdsvis ugjennomtrengelig veggkake består av et nettverk av leir-partikler og av polymerer. Preparatet som undersøkes her under de foreliggende betingelser, muliggjør dannelse av et slikt nettverk i fravær av leire. De hydrofobe polymer/polymer-vekselvirknihger muliggjør at det kan dannes et slikt nettverk her i fravær av leire.
Forsøk nr. 3: Innvirkning av tilstedeværelse av H1PAM
Fluidet inneholder xantan (2 g/l), H3 (4 g/l), HM HEC (2 g/l), HM PAM (0 og 2 g/l) og Chaillac-barytt for oppnåelse av en densitet d = 1,2.
Ved begge forsøk er kaketykkelsen under 1 mm.
Det kan sees at kombinasjonen av HM HEC og HM PAM muliggjør oppnåelse av bedre filtratreduksjons-regulering.
Forsøk nr. 5: Innvirkning av konsentrasjonen av det viskositetsøkende produkt
Fluidet inneholder xantan som viskositetsregulerende additiv, H3 (4 g/l), HM HEC (4 g/l), H1PAM (2 g/l), KCI (5%).
Tilstedeværelse av H1PAM muliggjør at mengden xantan i preparatet kan reduseres. Dette er fordelaktig, særlig i forhold til omkostningene i forbindelse med slammet.
Forsøk nr. 6: Innvirkning av saltholdighet
Fluidet inneholder xantan (2 g/l), H3 (4 g/l), HM HEC (2 g/l), H1PAM (2 g/l), KCL (5%) og Chaillac-barytt for oppnåelse av en densitet d = 1,2.
Sammensetning i springvannet: Ca. 150 ppm.
Sammensetning i det rekondisjonerte sjøvann: NaCI (26,62 g/l), KCI (0,75 g/l), CaCI2.2H20 (1,616 g/l), MgCI2.2H20 (5,27 g/l), MgSo4.7 H20 (7,394 g/l). Polymerene dispergeres direkte i det rekondisjonerte sjøvann.
Kaketykkelsen er under 1 mm i alle tilfellene. Filtratreduksjonen er god uansett saltholdighet.
Forsøk nr. 7: Innvirkning av barytt (d = 1,2, KCI 5%)
Fluidet inneholder xantan (2 g/l), H3 (4 g/l), HM HEC (2 g/l), H1PAM (2 g/l).
Den gjennomsnittlige kornstørrelse av barytten som anvendes for forsøket, er 20 mikrometer for Chaillac-barytten og 8 mikrometer for barytten som markeds-føres av Schlumberger Dowell.
I begge tilfeller er kaketykkelsen i størrelsesordenen 0,5 mm.
Forsøk nr. 8: Innvirkning av barytt-innholdet Basisfluidet inneholder xantan (2 g/l), H3 (4 g/l), HM HEC (2 g/l), H1PAM (2 g/l). Den anvendte barytt er Chaillac-barytt.
I begge tilfeller er kaketykkelsen i størrelsesordenen 0,5 mm.
Dette forsøk viser at i nærvær av en liten mengde faststoff-partikler så som barytt, er filtrat-volumet meget lavt. Likeledes muliggjør tilstedeværelse av et innhold av bore-faststoffer, selv et lavt innhold, at det kan fås et lite filtratvolum.
Forsøk nr. 9: Innvirkning av filtreringstemperaturen Basisfluidet inneholder xantan (2 g/l), H3 (4 g/l), HM HEC (2 g/l), H1PAM (2 g/l) og Chaillac-barytt for oppnåelse av en densitet d = 1,2.
Det er velkjent at mestedelen av de polymer-baserte fluider har en viskositet som minker med temperaturen, hvilket fører til en økning i det filtrerte volum med temperaturøkningen, særlig over 50°C. Preparatet ifølge oppfinnelsen viser derimot at det filtrerte volum forblir tilfredsstillende, selv ved 120°C. Det ser ut til at forøkningene av de hydrofobe vekselvirkninger med temperaturøkningen muliggjør at denne effekt kan overvinnes.
Forsøk nr. 10: Innvirkning av temperaturen
Fluidet inneholder xantan (2 g/l), H3 (4 g/l), HM HEC (4 g/l), H1PAM (2 g/l), KCL (5%).
Eldning finner sted under statiske betingelser i en Baroid-celletype i 24 timer og i nærvær av oksygen.
Variasjon av den relative viskositet jjt i forhold til begynnelses-viskositeten målt ved 30°C:
Det observeres en meget høy stabilitet av den undersøkte formasjon ved 120°C. Den observerte nedbrytning for høyere temperaturer skyldes den vel-kjente egenskap hos xantan til spaltning når det utsettes for temperatur. Ned-brytningen av xantan finner sted i området 120°C ifølge saltholdighets-betingelser.
Claims (19)
1. Fluid som anvendes i en brønn boret gjennom minst én gjennomtrengelig geologisk formasjon,
karakterisert ved at det i vandig løsning omfatter en effektiv mengde av a) en polymer kalt Hb1 med en struktur av -(Hb)-(Hy)-typen med statistisk fordeling, idet strukturen fremkommer ved radikal-polymerisering av etylen-monomerer som inneholder karboksylsyre-funksjoner, særlig en Ci-C3o-akrylat/- alkylakrylat-kopolymer som svarer til formelen
hvor x er i området mellom 0,4 og 0,8, M er H eller Na eller K eller hvilket som helst annet enverdig ion, R4 er CrC3o-alkyl-, aryl- eller alkylaryl-radikal, og lengden av de hydrofobe enheter R4 er valgt som funksjon av molekylmassen av polymeren i henhold til reglene - for en polymer med en molekylmasse på under ca. 10<5> dalton, inneholder R4 minst to karbonatomer, - for en polymer med en molekylmasse i området mellom ca. 10<5> og 2,5-10<6 >dalton, inneholder R4 minst fire karbonatomer; b) en polymer kalt HM PAM, som fås ved polymerisering av hydrofile enheter med en hydrofob enhet, hvor den hydrofile enhet inneholder - akrylamid ifølge formelen
hvor R5 er H eller CH3, og Z1 er CONH2, - og eventuelt akrylsyre-, akrylat- eller sulfonat-komonomerer ifølge
formelen
hvor R'5 er H eller CH3 og Z2 er COOH eller COO", M<+> eller CONHR1SO3' ,M<+>; Ri er H eller et CrC3o-alkyl-, aryl- eller alkylaryl-radikal,
og den hydrofobe enhet i polymeren HM PAM har minst én av formene N-alkylakrylamid, alkylakrylat, N-substituert akrylamid eller et substituert akrylat, idet den substituerte del er et ikke-ionisk overflateaktivt middel, og den hydrofobe enhet har den generelle formel
hvor R5 er H eller CH3, og Z3 er COOR7, COOR2, CONR1R2 eller CONR1R7, idet R7 er et ikke-ionisk overflateaktivt middel og R2 er et Ci-C3o-alkyl-, aryl- eller alkylaryl-radikal; Ri er H eller et CrC30-alkyl-, aryl- eller alkylaryl-radikal; c) et hydrofobt modifisert cellulosederivat, d) en polymer av polysakkarid-typen med en stiv eller halvstiv dobbelt- eller trippelheliks-molekylstruktur.
2. Fluid ifølge krav 1,
karakterisert ved atxi polymeren Hb1 har omtrent verdien 0,8, R4 innbefatter fire karbonatomer og polymeren har en molekylmasse i området mellom 10<4> og 5-10<4> dalton, og fortrinnsvis nær 1.7-10"4 dalton.
3. Fluid ifølge hvilket som helst av kravene 1 etler 2,
karakterisert ved at polymeren HM PAM har en molekylmasse i området mellom 10<6> og 10<7> dalton og en konsentrasjon av hydrofobe enheter i området mellom 0,5 og 5%.
4. Fluid ifølge krav 3,
karakterisert ved at polymeren HM PAM, da kalt H1PAM, har R5 = CH3, Z3 = COOR7 med R7 = C9H19, en molekylmasse på ca. 8-10<6> dalton og en konsentrasjon av hydrofobe enheter i området mellom 0,5 og 1,5%.
5. Fluid ifølge hvilket som helst av kravene 1-4,
karakterisert ved at cellulose-derivatet er en hydrofobt modifisert hydroksyetylcellulose.
6. Fluid ifølge krav 5,
karakterisert ved at den modifiserte hydroksyetylcellulose innbefatter et hydrofobt alkylradikal som innbefatter mellom 4 og 25 karbonatomer, og fortrinnsvis mellom 8 og 18.
7. Fluid ifølge hvilket som helst av kravene 5 eller 6,
karakterisert ved at molekylmassen for den modifiserte hydroksyetylcellulose er under 2 000 000 dalton og fortrinnsvis i området mellom 20 000 og 500 000 dalton.
8. Fluid ifølge hvilket som helst av kravene 1-7,
karakterisert ved at polysakkarid-polymertypen er valgt fra gruppen som utgjøres av xantan og skleroglukan.
9. Fluid ifølge hvilket som helst av kravene 1-8,
karakterisert ved at det omfatter minst én elektrolytt i konsentrasjoner som kan nå metning.
10. Fluid ifølge krav 9,
karakterisert ved at elektrolytten er valgt fra gruppen som utgjøres av natrium-, kalium-, kalsium-, magnesium- eller sinkklorid, -bromid, -karbonat, -acetat, -formiat, -sulfat, -silikat og -fosfat.
11. Fluid ifølge hvilket som helst av kravene 1 -10,
karakterisert ved at det omfatter mellom 0,5 og 30 g/l Hb1, av et hydrofobt modifisert cellulosederivat og av HM PAM, og mellom 0,5 og 20 g/l av polysakkarid-polymertypen.
12. Fluid ifølge krav 11,
karakterisert ved at det omfatter mellom 0,5 og 10 g/l av H3, av HMHEC og av H1PAM, mellom 1 og 5 g/l polysakkarid-polymertype, fortrinnsvis xantan, mellom 5 og 100 g/l KCI eller NaCI og mellom 0 og 30 g/l reaktiv leire.
13. Fremgangsmåte som gjennomføres i en brønn boret gjennom minst én geologisk formasjon med en viss gjennomtrengelighet, hvor fremgangsmåten omfatter minst én av operasjonene brønnboring, brønnkomplettering og overhaling i en brønn,
karakterisert ved at det anvendes et fluid ifølge hvilket som helst av kravene 1-12.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13 hvor den geologiske formasjon innbefatter reaktive leirarter,
karakterisert ved at svellings-inhiberingen og/eller dispergeringen av leirartene ved hjelp av fluidet reguleres ved optimalisering av mengden av polymeren Hb1.
15. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 13 eller 14, karakterisert ved at fluidets reologi justeres ved optimalisering av mengden av polysakkarid-polymertype.
16. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 13-15, karakterisert ved at filtrerings-reduksjonen reguleres ved optimalisering av mengden av hydrofobt modifisert cellulose-derivat.
17. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 13-16, karakterisert ved at fluidets evne til ikke å smuldre borkaks reguleres ved optimalisering av mengden av HM PAM i fluidet.
18. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 13-17, karakterisert ved at utformingen av fluidet ikke omfatter tilsetting av reaktive leirarter.
19. Anvendelse av fremgangsmåten ifølge krav 18 for boring av slanke brønner eller for boring som avviker sterkt fra den vertikale retning.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9405488A FR2719600B1 (fr) | 1994-05-04 | 1994-05-04 | Procédé et fluide utilisés dans un puits - Application au forage. |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO951722D0 NO951722D0 (no) | 1995-05-03 |
NO951722L NO951722L (no) | 1995-11-06 |
NO314410B1 true NO314410B1 (no) | 2003-03-17 |
Family
ID=9462882
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19951722A NO314410B1 (no) | 1994-05-04 | 1995-05-03 | Fluid for anvendelse i en oljebrönn, samt fremgangsmåte som gjennomföres ien oljebrönn og anvendelse av fremgangsmåten |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5597783A (no) |
EP (1) | EP0681016B1 (no) |
CA (1) | CA2148558C (no) |
DE (1) | DE69506163T2 (no) |
DK (1) | DK0681016T3 (no) |
FR (1) | FR2719600B1 (no) |
NO (1) | NO314410B1 (no) |
Families Citing this family (48)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
IT1276156B1 (it) * | 1995-11-22 | 1997-10-27 | Lamberti Spa | Fluidi per pozzo |
US5968879A (en) * | 1997-05-12 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric well completion and remedial compositions and methods |
GB2335428B (en) * | 1998-03-20 | 2001-03-14 | Sofitech Nv | Hydrophobically modified polymers for water control |
GB2340521B (en) | 1998-08-15 | 2000-09-13 | Sofitech Nv | Shale-stabilizing additives |
US6281172B1 (en) * | 1999-04-07 | 2001-08-28 | Akzo Nobel Nv | Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids |
DE19928169A1 (de) * | 1999-06-19 | 2000-12-21 | Thomas Mang | Wasserquellende Dichtungsmassen |
FR2804953B1 (fr) * | 2000-02-10 | 2002-07-26 | Inst Francais Du Petrole | Laitiers de ciment comportant des polymeres hydrophobes |
US7183239B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-02-27 | Clearwater International, Llc | Gel plugs and pigs for pipeline use |
US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
US7741251B2 (en) * | 2002-09-06 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales |
US8278250B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations |
US8962535B2 (en) | 2003-05-16 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments |
US8181703B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US20040229756A1 (en) * | 2003-05-16 | 2004-11-18 | Eoff Larry S. | Method for stimulating hydrocarbon production and reducing the production of water from a subterranean formation |
US7182136B2 (en) * | 2003-07-02 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation |
US7117942B2 (en) * | 2004-06-29 | 2006-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8251141B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8091638B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US7759292B2 (en) * | 2003-05-16 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation |
US8631869B2 (en) | 2003-05-16 | 2014-01-21 | Leopoldo Sierra | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments |
US20050101491A1 (en) * | 2003-11-11 | 2005-05-12 | Vollmer Daniel P. | Cellulosic suspensions employing alkali formate brines as carrier liquid |
US20050101490A1 (en) * | 2003-11-11 | 2005-05-12 | Vollmer Daniel P. | Cellulosic suspensions of alkali formate and method of using the same |
US7563750B2 (en) * | 2004-01-24 | 2009-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for the diversion of aqueous injection fluids in injection operations |
US7159656B2 (en) * | 2004-02-18 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections |
US7114568B2 (en) * | 2004-04-15 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically modified polymers for a well completion spacer fluid |
US7207387B2 (en) * | 2004-04-15 | 2007-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for use with spacer fluids used in subterranean well bores |
US7216707B2 (en) * | 2004-06-21 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing using such cement compositions |
US7398825B2 (en) * | 2004-12-03 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling sand and water production in subterranean zones |
US20080110624A1 (en) * | 2005-07-15 | 2008-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production in subterranean wells |
US7441598B2 (en) * | 2005-11-22 | 2008-10-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing unconsolidated subterranean formations |
US20070114032A1 (en) * | 2005-11-22 | 2007-05-24 | Stegent Neil A | Methods of consolidating unconsolidated particulates in subterranean formations |
US7687438B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7678742B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7678743B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
CN100412311C (zh) * | 2006-10-12 | 2008-08-20 | 中国海洋石油总公司 | 一种实现双梯度钻井的方法及装置 |
US7730950B2 (en) | 2007-01-19 | 2010-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability |
US7934557B2 (en) * | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
US8099997B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines |
US8065905B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
US7552771B2 (en) * | 2007-11-14 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to enhance gas production following a relative-permeability-modifier treatment |
US20090253594A1 (en) * | 2008-04-04 | 2009-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for placement of sealant in subterranean intervals |
US7998910B2 (en) * | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
US8420576B2 (en) * | 2009-08-10 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods |
CA2990509C (en) | 2015-07-23 | 2022-07-12 | Uniquem Inc. | Modified natural polymers as bitumen encapsulants |
WO2017196304A1 (en) * | 2016-05-10 | 2017-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shear-thinning self-viscosifying system for hydraulic fracturing applications |
RU2633468C1 (ru) * | 2016-06-14 | 2017-10-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Ингибирующий буровой раствор (варианты) |
RU2655281C1 (ru) * | 2017-07-13 | 2018-05-24 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Утяжеленный ингибированный малоглинистый буровой раствор |
RU2730145C1 (ru) * | 2019-11-29 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Буровой раствор для строительства подводных переходов трубопроводов методом наклонно-направленного бурения |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4529523A (en) * | 1982-06-08 | 1985-07-16 | Hercules Incorporated | Hydrophobically modified polymers |
GB8412423D0 (en) * | 1984-05-16 | 1984-06-20 | Allied Colloids Ltd | Polymeric compositions |
US5208216A (en) * | 1991-06-13 | 1993-05-04 | Nalco Chemical Company | Acrylamide terpolymer shale stabilizing additive for low viscosity oil and gas drilling operations |
FR2686892B1 (fr) * | 1992-01-31 | 1995-01-13 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'inhibition de formations argileuses reactives et application a un fluide de forage. |
-
1994
- 1994-05-04 FR FR9405488A patent/FR2719600B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
1995
- 1995-05-03 DK DK95401016T patent/DK0681016T3/da active
- 1995-05-03 NO NO19951722A patent/NO314410B1/no not_active IP Right Cessation
- 1995-05-03 CA CA002148558A patent/CA2148558C/fr not_active Expired - Lifetime
- 1995-05-03 DE DE69506163T patent/DE69506163T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1995-05-03 EP EP95401016A patent/EP0681016B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1995-05-04 US US08/433,958 patent/US5597783A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0681016A1 (fr) | 1995-11-08 |
DE69506163D1 (de) | 1999-01-07 |
DE69506163T2 (de) | 1999-04-15 |
NO951722L (no) | 1995-11-06 |
CA2148558C (fr) | 2008-07-29 |
DK0681016T3 (da) | 1999-08-09 |
FR2719600B1 (fr) | 1996-06-14 |
NO951722D0 (no) | 1995-05-03 |
FR2719600A1 (fr) | 1995-11-10 |
EP0681016B1 (fr) | 1998-11-25 |
CA2148558A1 (fr) | 1995-11-05 |
US5597783A (en) | 1997-01-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO314410B1 (no) | Fluid for anvendelse i en oljebrönn, samt fremgangsmåte som gjennomföres ien oljebrönn og anvendelse av fremgangsmåten | |
NO314411B1 (no) | Fremgangsmåte og vannbasert fluid for regulering av dispergeringen av fastestoffer ved oljeboring | |
US6281172B1 (en) | Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids | |
AU728651B2 (en) | Fluid comprising cellulose nanofibrils and its use for the exploitation of petroleum deposits | |
US5684075A (en) | Compositions comprising an acrylamide-containing polymer and process therewith | |
EP1169405B1 (en) | Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids | |
AU2002322676B2 (en) | Hydrophobe associative polymers and compositions and methods employing them | |
US3953336A (en) | Drilling fluid | |
NO316321B1 (no) | Fremgangsmåte for regulering av permeabiliteten i veggene i en br degree nn boretgjennom en geologisk formasjon, samt borefluid og anvendelse av ethydrofobt modifisert cellulosederivat | |
NO177325B (no) | Brönnbehandlingsvæske og tilsetningsmiddel | |
EP1070105B1 (en) | New and improved drilling fluids and additives therefor | |
US4626363A (en) | Cationic acrylamide emulsion polymer brine thickeners | |
US7939469B2 (en) | Use of CMC in drilling fluids | |
US4699225A (en) | Drilling fluids containing AMPS, acrylic acid, itaconic acid polymer | |
RU2369625C2 (ru) | Буровой раствор для наклонно-направленных скважин | |
US4622373A (en) | Fluid loss control additives from AMPS polymers | |
EP1348751B1 (en) | Aqueous-based oil well drilling fluids containing high amylose starch polymers | |
AU2015256181B2 (en) | High temperature and high pressure fluid loss additives and methods of use thereof | |
EP0495856B1 (en) | Wellbore fluid | |
WO2010070266A1 (en) | Aqueous carrier fluid | |
CA2268734C (en) | Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids | |
US4647384A (en) | Aqueous drilling fluids containing fluid loss additives | |
US4622370A (en) | Aqueous drilling fluids containing fluid loss additives | |
MXPA06004243A (en) | Use of cmc in drilling fluids |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |