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 PDF

Info

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
Application number
NO19951722A
Other languages
English (en)
Other versions
NO951722L (no
NO951722D0 (no
Inventor
Annie Audibert
Jean-Francois Argillier
Jacqueline Lecourtier
Louise Bailey
Paul I Reid
Original Assignee
Sofitech Nv
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Sofitech Nv filed Critical Sofitech Nv
Publication of NO951722D0 publication Critical patent/NO951722D0/no
Publication of NO951722L publication Critical patent/NO951722L/no
Publication of NO314410B1 publication Critical patent/NO314410B1/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14Clay-containing compositions
    • C09K8/18Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22Synthetic organic compounds
    • C09K8/24Polymers
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • C09K8/12Clay-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.
NO19951722A 1994-05-04 1995-05-03 Fluid for anvendelse i en oljebrönn, samt fremgangsmåte som gjennomföres ien oljebrönn og anvendelse av fremgangsmåten NO314410B1 (no)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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.

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