NO314592B1 - Brönnboringsfluid, fremgangsmåte for boring av en brönn samt anvendelse avet brönnboringsfluid - Google Patents
Brönnboringsfluid, fremgangsmåte for boring av en brönn samt anvendelse avet brönnboringsfluid Download PDFInfo
- Publication number
- NO314592B1 NO314592B1 NO19951638A NO951638A NO314592B1 NO 314592 B1 NO314592 B1 NO 314592B1 NO 19951638 A NO19951638 A NO 19951638A NO 951638 A NO951638 A NO 951638A NO 314592 B1 NO314592 B1 NO 314592B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling fluid
- well drilling
- oil
- fluid according
- well
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 92
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 76
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 39
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 36
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 24
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 claims description 12
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 claims description 5
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 claims description 5
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 3
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 3
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical group [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003925 fat Substances 0.000 claims description 2
- 235000019197 fats Nutrition 0.000 claims description 2
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000012993 chemical processing Methods 0.000 claims 1
- 229930014626 natural product Natural products 0.000 claims 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 6
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 5
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 4
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 4
- 239000010696 ester oil Substances 0.000 description 4
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 4
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 3
- -1 polycyclic aromatic compounds Chemical class 0.000 description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 3
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 3
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 3
- FOKDITTZHHDEHD-PFONDFGASA-N 2-ethylhexyl (z)-octadec-9-enoate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OCC(CC)CCCC FOKDITTZHHDEHD-PFONDFGASA-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
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 2
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 2
- 239000003346 palm kernel oil Substances 0.000 description 2
- 235000019865 palm kernel oil Nutrition 0.000 description 2
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 230000002522 swelling effect Effects 0.000 description 2
- 239000011573 trace mineral Substances 0.000 description 2
- 235000013619 trace mineral Nutrition 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 206010007269 Carcinogenicity Diseases 0.000 description 1
- 241000117097 Corophium Species 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 229910001508 alkali metal halide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008045 alkali metal halides Chemical class 0.000 description 1
- 229910001615 alkaline earth metal halide Inorganic materials 0.000 description 1
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical class [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 231100000260 carcinogenicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000007670 carcinogenicity Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009982 effect on human Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910000402 monopotassium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019796 monopotassium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 235000014593 oils and fats Nutrition 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- PJNZPQUBCPKICU-UHFFFAOYSA-N phosphoric acid;potassium Chemical compound [K].OP(O)(O)=O PJNZPQUBCPKICU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N triformin Chemical compound O=COCC(OC=O)COC=O UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001148471 unidentified anaerobic bacterium Species 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 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
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/34—Organic liquids
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/905—Nontoxic composition
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/91—Earth boring fluid devoid of discrete aqueous phase
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår brønnboringsfluider som er egnet for anvendelse ved olje- og gassletings- og fremstillings-industrier, og omfatter fluider som anvendes for boring, komplettering, bearbeidelse eller pakking av borehull. Oppfinnelsen angår spesielt bionedbrytbare brønnboringsfluider hvis flytende fase består av en olje, eller av vann-i-olje-"omvendt"-emulsjoner, hvor oljefasen omfatter en blanding av n-alkaner med fra 10 til 20 karbonatomer.
Et borehull bores ved at det til bunnen av et borerørs lengde tilknyttes en kutte-borkrone som roteres enten ved hjelp av et hovedmaskinen på overflaten som påfører en roterende bevegelse på toppenden av borerøret, eller ved hjelp av en turbinmotor festet til borerøret nær den nedre ende, idet turbinmotoren drives av sirkulerende fluid i borehullet.
I begge tilfeller er det nødvendig med et borefluid for fjerning av borekaks fra området rundt borkronen og for transportering av borekaksen til overflaten for separering og fjerning. Borefluidet avkjøler også borkronen og smører både borkrone og borerør, idet friksjon derved reduseres.
I mange tilfeller er det mulig å anvende som borefluid en enkel blanding som omfatter vann og en smektitt-leirart som øker fluidets viskositet, for de formål å suspendere og transportere borekaksen. Det er imidlertid ofte nødvendig å bore et borehull gjennom geologiske formasjoner hvor bestanddel-materialene sveller og nedbrytes ved kontakt med vann. I slike tilfeller anvendes det et oljebasert borefluid, det vil si et fluid hvor den flytende fase består av olje, eller av vann-i-olje-"omvendt<n->emulsjoner.
Slike oljebaserte borefluider fjerner hydratiseringsproblemene som for-årsakes av at vann kommer i kontakt med leirskifer- eller saltformasjoner. De har også fordeler sammenliknet med vannbaserte fluider ved at de gir forøket smøring av borerøret, inhibering av korrosjon av borerøret, og høy stabilitet ved høye temperaturer.
Opprinnelig ble det i slike oljebaserte borefluider anvendt dieselbrennstoff eller andre liknende petroleumfraksjoner som oljefase. Disse inneholder imidlertid forholdsvis høye andeler av aromatiske hydrokarboner og andre forbindelser som er toksiske for livet i havet.
I den senere tid er det blitt anvendt høyraffinerte mineraloljer med lavt aromatinnhold som oljefase i borefluider. Disse har mye lavere toksisitet enn diesel-brennstoff og fremstilles av petroleum-råstoffer ved hjelp av mange for-skjellige prosesser som reduserer konsentrasjonen av aromatiske forbindelser og spesielt flerkjemede aromatiske forbindelser.
Disse oljer inneholder vanligvis mindre enn ca. 6% aromatiske forbindelser, og vesentlige andeler av paraffiner så som forgrenede isoparaffiner, cykloparaffiner (naften-forbindelser) så vel som n-alkaner (rettkjedede paraffiner). Forholdet mellom komponentene er en funksjon av det anvendte petroleum-råstoff (råoljekilde) og dessuten den anvendte raffineringsprosess.
I henhold til et første aspekt ved den foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt et bionedbrytbart brønnboirngsfluid med en kontinuerlig oljefase, kjennetegnet ved at det omfatter en blanding av n-alkaner med fra 10 til 20 karbonatomer hovedsakelig fri for andre typer hydrokarboner, videre valgfritt omfattende mindre enn 50 vekt% av annen biodegraderbar oljeblandbar komponent.
Brønnboringsfluidet er fortrinnsvis hovedsakelig fritt for cykloparaffiner, isoparaffiner og aromatiske forbindelser. Den kontinuerlige fase av brønnborings-fluidet ifølge den foreliggende oppfinnelse inneholder således fortrinnsvis mindre enn 10 vekt%, mer foretrukket mindre enn 5 vekt%, cykloparaffiner, isoparaffiner, aromatiske forbindelser og polyalfaolefiner.
Mens polyalfaolefiner er lite nedbrytbare under anaerobe betingelser, er de bionedbrytbare under visse betingelser og kan derfor tolereres i brønnborings-fluidet ifølge den foreliggende oppfinnelse, for eksempel i mengder på opp til ca. 50 volum%, basert på oljefasen. Ved foretrukkede utførelsesformer av oppfinnelsen er et hvert polyalfaolefin tilstede i en mengde på ikke mer enn 20 volum%, mer foretrukket ikke mer enn 10 volum% og mest foretrukket ikke mer enn 5 volum%.
Den kontinuerlige oljefase av brønnboringsfluidet ifølge den foreliggende oppfinnelse kan inneholde opp til 50 vekt% av en annen bionedbrytbarolje så som en esterolje som beskrevet for eksempel i EP-A-0 374 671 eller EP-A-0 374 672 eller en vegetabilsk olje.
Borefiuidet ifølge oppfinnelsen har høy bionedbrytbarhet, både under aerobe og anaerobe betingelser, og lav toksisitet.
n-Alkanene kan fremstilles ved bearbeidelse av råstoff som kan fornyes og som fås fra vegetabilske oljer eller animalsk fett. For eksempel kan blandinger av n-alkaner som er hovedsakelig fri for andre hydrokarbontyper, og som har egnet karbonkjedelengde, fremstilles direkte av triglyceridoljer og fett så som kokosolje eller palmekjerneolje. Den vegetabilske olje kan reduseres ved hjelp av hydrogen ved høy temperatur og høyt trykk (ca. 360°C og 40-100 bar), i nærvær av en katalysator, under frembringelse av hovedsakelig rene n-alkaner med karbon-antall som svarer til fettsyrene som er blandet i triglyceridester-råstoffet. Propan er et biprodukt fra reduksjonen av glycerol-komponenten. Propanet kan lett skilles fra n-alkanene på grunn av sin flyktighet. Små mengder n-oktan som kan dannes, kan være uønskelig med hensyn til produktets flammepunkt, og kan lett fjernes
ved destillasjon hvis nødvendig, idet det blir tilbake en mer foretrukket blanding av n-alkaner med en kjedelengde på Ci0-Ci8.
Likeledes kan naturlige fettsyrer dekarboksyleres eller reduseres under dannelse av egnede n-alkaner med høy renhet. Fettalkoholer og alfaolefiner kan også reduseres til n-alkaner.
Ved en foretrukket utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse har n-alkanene ifølge den foreliggende oppfinnelse fra 12 til 18 karbonatomer.
Det er overraskende blitt funnet at n-alkanblandingene ifølge den foreliggende oppfinnelse er meget fordelaktige for anvendelse som den kontinuerlige flytende fase av brønnboringsfluider basert på bionedbrytbar olje eller omvendt-emulsjons-brønnboringsfluider. (Omvendt-emulsjons-brønnboringsfluider har normalt en dispergert saltløsningsfase emulgert i oljen).
Brønnboringsfluidene ifølge den foreliggende oppfinnelse kan inneholde tilsatte stivnepunkt-nedsettende midler for nedsettelse av stivnepunktet (fryse-punktet) for n-alkanblandingen når det er ønskelig å anvende borefluidet i kaldt miljø.
De olje-kontinuerlige brønnboringsfluider kan anvendes i olje-vann-forhold fortrinnsvis i området 25 : 75 og 100 : 0.
De flytende komponenter i brønnboringsfluidet ifølge oppfinnelsen kan omfatte en emulsjon av en dispergbert hydrofil væske i den kontinuerlige oljefase.
For akselerering av bionedbrytingen, kan brønnboringsfluidet ifølge den foreliggende oppfinnelse videre innbefatte tilsatte næringsstoffer. Egnede næringsstoffer innbefatter kilder til elementene nitrogen, fosfor og kalium, og fortrinnsvis også sporelementer så som jern, som er nødvendige for bakterier. Næringsstoffet kan for eksempel oppløses i den vandige fase hvis brønnborings-fluidet er et omvendt boreslam, eller dispergeres i oljefasen.
Brønnboringsfluidet kan også innbefatte en elektron-akseptor, for eksempel hematitt, nitratsalter og sulfatsalter.
Prinsippet ved tilsetting av næringsstoffer og/eller en elektron-akseptor til et brønnboringsfluid kan utvides til hvilket som helst brønnboringsfluid som har en fase som ikke er blandbar med vann, eller en oljefase. I henhold til et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelse er det således tilveiebrakt et brønn-boringsfluid som omfatter en oljefase, karakterisert ved at brønnboringsfluidet videre omfatter kilder til ett eller flere av elementene nitrogen, fosfor og kalium, tilsatt som næringsstoffer for det formål å forøke bionedbryting av oljefasen av brønnboringsfluidet. Brønnboringsfluidet omfatter fortrinnsvis kilder til hvert av de tre elementer.
Ved dette aspekt ved oppfinnelsen bør oljen i oljefasen være en olje som kan bionedbrytes i nærvær av næringsstoffene under anaerobe betingelser.
Når det gjelder brønnboringsfluidet ifølge dette ytterligere aspekt ved oppfinnelsen, kan brønnboringsfluidet i tillegg omfatte kilder til sporelementer som er nødvendige for anaerobe bakterier, for effektiv bionedbryting, og de kan dessuten omfatte en elektron-akseptor for understøttelse av bionedbrytingen.
Valgfrie additiver som brønnboringsfluidet kan inneholde, innbefatter: Emulgeringsmidler og andre overflateaktive midler, viskositetsøkende midler så som organoleirarter og -polymerer, filtreringsreguleringsmidler så som Gilsonite^ og organisk modifisert lignitt, densitetsøkende midler så som pulverformige . baryttforbindelser eller hematitt eller kalsiumkarbonat, eller andre brønnborings-fluid-additiver kjent for fagfolk på området.
Andre olje-blandbare og bionedbrytbare væsker så som oljeløselige estere, vegetabilske oljer, kan innarbeides som en mindre betydelig andel (f.eks. mindre enn 50 vekt%) av den kontinuerlige oljefase av brønnboringsfluidet.
Den emulgerte vannfase av brønnboringsfluidet kan inneholde oppløste salter så som alkalimetallhalogenider, for eksempel natriumklorid, jordalkalimetall-halogenider så som kalsiumklorid, eller andre vannløselige organiske forbindelser eller salter, for det formål å justere vann-aktiviteten av den dispergerte vandige fase (for forbedring av bore-evnen).
Før den foreliggende oppfinnelse var man ikke klar over at bionedbrytbare brønnboringsfluider kunne formuleres under anvendelse av n-alkaner som den kontinuerlige flytende fase, og heller ikke var man klar over at det kunne formuleres borefluider hvis kontinuerlige fase hovedsakelig omfattet rene n-alkanblandinger med de fordelaktige egenskaper som omfatter lav plastisk viskositet (som en følge av den lave kinematiske viskositet av n-alkanblandingen), lavt nok stivnepunktfor alle, bortsett fra de kaldeste, omgivelses-betingelser, akseptabelt flammepunkt, minimal virkning på menneskehud og minimal karsinogenitet, full-stendig fritt for UV-fluorescens og minimal svellingseffekt på gummivarer.
I henhold til et andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for boring av en brønn, hvor borefluidet er et brønnboirngsfluid i henhold til det første aspekt ved denne oppfinnelse. Borekaksen som er forurenset med borefluidet, kan tømmes på havbunnen eller land-dyrkes ved at borekaksen spres på land, hvoretter naturlige bionedbrytnings-prosesser effektivt fjerner oljeforurensningen.
I henhold til et tredje aspekt ved den foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt anvendelse av en olje som i hovedsak er fri for andre typer hydrokarboner, videre valgfritt omfattende mindre enn 50 vekt% av annen biodegraderbar oljeblandbar komponent, som den kontinuerlige oljefase av et brønnboringsfluid. Følgende eksempler illustrerer de miljømessige og tekniske egenskaper og yteevne av brønnboringsfluidene basert på n-alkaner ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Egenskapene hos brønnboringsfluidet ble undersøkt i henhold til API RP 13B-2 1990.
Følgende forkortelser er anvendt:
KV Den kinematiske viskositet av en olje i centistoke.
PV Den plastiske viskositet av et borefluid (centipoise). Vanligvis er en
lav PV fordelaktig (likesom oljer med lav KV).
AV Den tilsynelatende viskositet av et borefluid (centipoise).
YP Flytegrensen (Ibs/100 ft<2> = 488,24 kg/m<2>) for fluidet, hvilket er et mål
for de ikke-Newtonske viskøse egenskaper.
6 rpm og
3 rpm Viser-avlesninger på Fann-viskosimeteret, som angir viskositeten ved lave skjærhastigheter. Høyere 6 rpm- og 3 rpm-verdier angir
større tiksotropi, hvilket vanligvis er fordelaktig.
Geler Et mål for geldannelses- og suspenderingsegenskapene hos fluidet (Ibs/100 ft2 = 488,24 kg/m<2>), bestemt under anvendelse av Fann-viskosimeteret.
ES Elektrisk stabilitet av en emulsjon (volt). Høye tall angir høy stabilitet. HTHP FL Høy-temperatur- og høytrykks-fluidtap. Et mål for letthet ved filtrering av et borefluid gjennom et filtrerpapir under HTHP-betingelser.
Resultater i milliliter av filtrat. Lave filtratvolum er fordelaktig.
EKSEMPEL 1
En del egenskaper hos n-alkaner og andre vanlige eller nyere basisoljer er sammenliknet i tabell 1, som er oppført i slutten av denne beskrivelse. I tabellen inneholdt basisolje-"blanding 012,14,16,18" følgende omtrentlige n-alkan-konsen-trasjoner:
Ovenstående analyse er typisk for produktet oppnådd når kokosolje- eller palmekjerneolje-råstoffene bearbeides under oppnåelse av n-alkaner, og småmengdene av n-oktan og n-dekan fjernes ved destillering.
Av tabell 1 fremgår det at Ci2-Ci8-n-alkanblandinger har fordelaktig lav kinematisk viskositet sammenliknet med lineært alkylbenzen (LAB), og spesielt Finagreen BDMF-esterolje.
n-Alkanblandingen er også gunstig sammenliknet med LAB når det gjelder lavere svelle-effekter for gummivarer og i fravær av fluorescens under ultrafiolett lys. Den hydrolytiske stabilitet av n-alkanblandinger er utmerket, i motsetning til esteroljer som hydrolyseres ukontrollert ved temperaturer på over ca. 140°C.
EKSEMPEL 2
n-Alkan-(Ci2,u,i6.i8)-t»landingen som er beskrevet detaljert i eksempel 1, ble undersøkt med hensyn til sitt stivnepunkt, ved hjelp av metode IP15/67 ifølge Institute of Petroleum.
Et liknende forsøk ble utført for en prøve av n-alkanblandingen som ble dosert med 0,49 vekt% av et kommersielt stivnepunkt-nedsettende middel - EMPICRYL PPT 148<*>.
<*> Varemerke tilhørende Albright and Wilson Limited.
Stivnepunkt °C
Resultatene viser at stivnepunktet for n-alkanblandinger lett kan reduseres ved tilsetting av et stivnepunkt-nedsettende middel for muliggjøring av effektiv anvendelse av fluidet under kalde omgivelsesbetingelser.
EKSEMPEL 3
n-Alkanblandingen av Ci2-Ci8-paraffiner beskrevet i eksempel 1 (i det følgende kalt "NAM 1218") ble anvendt som den kontinuerlige fase av et brønn-boringsfluid med følgende sammensetning.
Sammensetning pr. 350 ml brønnboringsfluid
Egenskapene hos dette brønnboringsfluid ble sammenliknet med egenskapene hos et liknende preparat hvor NAM 1218 var erstattet med polyalfaolefin (hovedsakelig di-deken).
Begge fluider har en densitet på ca. 1,96 og et olje:vann-forhold på 80:20.
Egenskapene ble undersøkt både før (BHR) og etter (AHR) varme-eldning i 16 timer ved 184°C. Viskositets-egenskapene ble målt ved 50°C, og HTHP FL ved 178°C og 35 kg/cm<2>. De oppnådde resultater er illustrert i tabell 2 nedenfor.
<*> Varemerke tilhørende Schlumberger Dowell Limited
Den tilsynelatende og plastiske viskositet (AV & PV) for PAO-fluidet er mer enn det dobbelte av disse parametere for NAM 1218-fluidet som en følge av den høyere kinematiske viskositet av PAO. Lav plastisk viskositet er en avgjort fordel ved minimalisering av trykkfall ved pumping, og ved minimalisering av den "ekvivalente sirkulerende densitet" (eller det trykk som utøves på eventuelt skjøre bergformasjoner nede i hullet).
Av resultatene etter varme-eldning (AHR) gir NAM 1218-fluidet gode 6 rpm/3 rpm-verdier og gelstyrke (lav skjærhastighets-viskositet og suspenderings-evne), uten at det må bøtes med høy plastisk viskositet. Den forholdsvis lille forandring i egenskaper etter varme-eldning av NAM 1218-fluidet, viser stabiliteten av fluidet ved meget høye temperaturer.
I motsetning til dette, vil emulsjonsfluid-utforming med anvendelse av en kontinuerlig esterolje-fase gjennomgå irreversibel nedbryting og fortykning for-årsaket av hydrolyse av esteren ved utsettelse for slike høye temperaturer.
EKSEMPEL 4
n-Alkanblandingen av Ci2-Ci8-paraffiner beskrevet i eksempel 1 ("NAM 1218") ble anvendt som den kontinuerlige fase av et brønnboringsfluid med følgende sammensetning:
Sammensetning pr. 350 ml brønnboringsfluid:
Fluidet har en densitet på 1,2 og et forhold mellom olje og vann på 80:20.
Et fluid med liknende sammensetning ble også blandet under anvendelse av lineært alkylbenzen (LAB) som den kontinuerlige fase.
Begge fluider ble undersøkt med hensyn til bionedbrytbarhet under aerobe betingelser ved hjelp av metoden OECD 301 F. De oppnådde resultater er illustrert i tabell 3 nedenfor.
Brønnboringsfluidet basert på NAM 1218 har enestående god bionedbrytbarhet under aerobe betingelser.
EKSEMPEL 5
Brønnboringsfluid-preparatet NAM 1218 som i eksempel 4 ble sammenliknet, med hensyn til anaerob bionedbrytbarhet, med liknende preparater basert på mineralolje, lineært alkylbenzen og 2-etylheksyloleat. Forsøksmetoden for anaerob bionedbryting var ECETOC 28 (56 dagers forsøk).
Et andre NAM 1218-preparat innbefattet ammoniumsulfat (3,1 g) og kaliumdihydrogenfosfat (2,4 g) blandet i saltløsningsfasen for konstatering av om hvorvidt en slik næringsmiddeltilsetning ville fremskynde bionedbrytingsprosessen. De oppnådde resultater er illustrert i tabell 4 nedenfor.
Anaerob bionedbrytning av hovedsakelig hydrokarbonmaterialer til karbondioksyd og metan er mye mindre gunstig energetisk enn bionedbrytning under aerobe betingelser til karbondioksyd. Følgelig er lavere resultater, og mer langsomme hastigheter, normalt.
Som ventet ble ikke mineraloljen, som inneholder mye forgrenede og cykliske hydrokarboner, nedbrutt biologisk, og heller ikke borefluidet basert på lineært alkylbenzen.
NAM 1218-fluidet viste imidlertid betydelig anaerob bionedbrytning i en konsentrasjon på 10,2%, som katalyseres til 24,9% ved tilsetting av næringssalter som tilfører elementene N, P og K, og en elektron-akseptor som sulfat. Dette er overraskende gode resultater.
Til sammenlikning bionedbrytes esterfluidet (2-etylheksyloleat) mer i en konsentrasjon på 48,3%, men slike fluider kan ikke anvendes for varmbrønns-betingelser over ca. 140°C på grunn av hydrolysering av esteren.
EKSEMPEL 6
Brønnboringsfluid-preparatet NAM 1218 som i eksempel 4, ble undersøkt med hensyn til toksisitet overfor Corophium-snegletypen, en snegletype som finnes i havbunns-avleiringer. Liknende preparater hvor det anvendes alternative oljefaser, ble sammenliknet som vist i tabell 5.
Resultatene viser den meget fordelaktige økning i LC50 (reduksjon i toksisitet) som tilveiebringes ved brønnboringsfluidet NAM 1218.
Claims (10)
1. Bionedbrytbart brønnboringsfluid med en kontinuerlig oljefase, karakterisert ved at det omfatter en blanding av n-alkaner med fra 10 til 20 karbonatomer hovedsakelig fri for andre typer hydrokarboner, videre valgfritt omfattende mindre enn 50 vekt% av annen biodegraderbar oljeblandbar komponent.
2. Brønnboringsfluid ifølge krav 1,
karakterisert ved at n-alkanene har fra 12 tiM 8 karbonatomer.
3. Brønnboringsfluid ifølge krav 1 eller 2,
karakterisert ved at n-alkanene fås ved kjemisk bearbeidelse av naturlige fettarter, vegetabilske oljer, fettsyrer med naturlig opprinnelse eller fettalkoholer avledet fra naturprodukter.
4. Brønnboirngsfluid ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at det videre omfatter en effektiv mengde av et stivnepunkt-nedsettende middel.
5. Brønnboirngsfluid ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at de flytende komponenter i det omfatter en emulsjon av en dispergert hydrofil væske i den kontinuerlige oljefase.
6. Brønnboringsfluid ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at det videre omfatter tilsatte næringsmidler for fremskynding av bionedbrytningen.
7. Brønnboringsfluid ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at det videre omfatter en elektron-akseptor for fremskyndelse av anaerob bionedbrytning.
8. Brønnboringsfluid ifølge krav 7,
karakterisert ved at elektron-akseptoren er valgt blant hematitt, nitratsalter og sulfatsalter.
9. Fremgangsmåte for boring av en brønn,
karakterisert ved at borefluidet er et brønnboringsfluid ifølge hvilket som helst av de foregående krav.
10. Anvendelse av en olje som i hovedsak er fri for andre typer hydrokarboner, videre valgfritt omfattende mindre enn 50 vekt% av annen biodegraderbar oljeblandbar komponent, som den kontinuerlige oljefase av et brønnboringsfluid.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB939318099A GB9318099D0 (en) | 1993-09-01 | 1993-09-01 | Wellbore fluid |
| GB9413074A GB9413074D0 (en) | 1994-06-29 | 1994-06-29 | Wellbore fluid |
| PCT/GB1994/001877 WO1995006694A1 (en) | 1993-09-01 | 1994-08-30 | Wellbore fluid |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO951638D0 NO951638D0 (no) | 1995-04-28 |
| NO951638L NO951638L (no) | 1995-06-28 |
| NO314592B1 true NO314592B1 (no) | 2003-04-14 |
Family
ID=26303449
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19951638A NO314592B1 (no) | 1993-09-01 | 1995-04-28 | Brönnboringsfluid, fremgangsmåte for boring av en brönn samt anvendelse avet brönnboringsfluid |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5846913A (no) |
| EP (1) | EP0667890B1 (no) |
| CN (1) | CN1045788C (no) |
| AU (1) | AU683925B2 (no) |
| BR (2) | BR9405570A (no) |
| CA (1) | CA2148117C (no) |
| DE (1) | DE69420697D1 (no) |
| DK (1) | DK0667890T3 (no) |
| GB (1) | GB2287052B (no) |
| MY (1) | MY111305A (no) |
| NO (1) | NO314592B1 (no) |
| WO (1) | WO1995006694A1 (no) |
Families Citing this family (33)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2297103A (en) * | 1995-01-20 | 1996-07-24 | Baroid Ltd | Base oil for well-bore fluids |
| US5958845A (en) * | 1995-04-17 | 1999-09-28 | Union Oil Company Of California | Non-toxic, inexpensive synthetic drilling fluid |
| WO1997034963A1 (en) * | 1996-03-22 | 1997-09-25 | Exxon Research And Engineering Company | High performance environmentally friendly drilling fluids |
| US6806233B2 (en) | 1996-08-02 | 2004-10-19 | M-I Llc | Methods of using reversible phase oil based drilling fluid |
| US6080301A (en) | 1998-09-04 | 2000-06-27 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Premium synthetic lubricant base stock having at least 95% non-cyclic isoparaffins |
| US6475960B1 (en) | 1998-09-04 | 2002-11-05 | Exxonmobil Research And Engineering Co. | Premium synthetic lubricants |
| US6410488B1 (en) | 1999-03-11 | 2002-06-25 | Petro-Canada | Drilling fluid |
| FR2808534B1 (fr) * | 2000-05-03 | 2002-08-02 | Total Raffinage Distribution | Composition lubrifiante biodegradable et ses utilisations, notamment dans un fluide de forage |
| US6620769B1 (en) * | 2000-11-21 | 2003-09-16 | Hercules Incorporated | Environmentally acceptable fluid polymer suspension for oil field services |
| US7456135B2 (en) | 2000-12-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling using flat rheology drilling fluids |
| US7572755B2 (en) | 2000-12-29 | 2009-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid comprising a vinyl neodecanoate polymer and method for enhanced suspension |
| BR0017398B1 (pt) | 2000-12-29 | 2010-11-30 | método para influenciar a reologia de um fluido de perfuração ou fluido de manutenção de poço, e, fluido de perfuração ou fluido de manutenção de poço. | |
| US20030036484A1 (en) * | 2001-08-14 | 2003-02-20 | Jeff Kirsner | Blends of esters with isomerized olefins and other hydrocarbons as base oils for invert emulsion oil muds |
| EP1356010B1 (en) | 2000-12-29 | 2010-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thinners for invert emulsions |
| US6887832B2 (en) | 2000-12-29 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels |
| MY134837A (en) * | 2001-02-14 | 2007-12-31 | Mi Llc | Vermiculture compositions |
| US7534746B2 (en) | 2001-10-31 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Metallic soaps of modified tall oil acids |
| US7271132B2 (en) | 2001-10-31 | 2007-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Metallic soaps of modified fatty acids and rosin acids and methods of making and using same |
| US7008907B2 (en) | 2001-10-31 | 2006-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additive for oil-based drilling fluids |
| US6620770B1 (en) | 2001-10-31 | 2003-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additive for oil-based drilling fluids |
| GB0424933D0 (en) * | 2004-11-12 | 2004-12-15 | Surfactant Technologies Ltd | A surfactant system |
| GB0426967D0 (en) * | 2004-12-09 | 2005-01-12 | Surfactant Technologies Ltd | Slurrification method |
| US8258084B2 (en) | 2006-01-18 | 2012-09-04 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Spray dried emulsifier compositions, methods for their preparation, and their use in oil-based drilling fluid compositions |
| EP2038365A1 (en) | 2006-06-26 | 2009-03-25 | Bp Exploration Operating Company Limited | Wellbore fluid |
| US20080261836A1 (en) * | 2007-04-20 | 2008-10-23 | Filler Paul A | Compositions for use in well servicing fluids |
| EP2154224A1 (en) | 2008-07-25 | 2010-02-17 | Bp Exploration Operating Company Limited | Method of carrying out a wellbore operation |
| US8759260B2 (en) | 2009-06-02 | 2014-06-24 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Wellbore fluid additives and methods of producing the same |
| FR2953853B1 (fr) | 2009-12-15 | 2013-02-08 | Total Raffinage Marketing | Composition lubrifiante biodegradable et son utilisation dans un fluide de forage notamment pour reservoirs tres enfouis |
| EP2643421A1 (en) | 2010-11-25 | 2013-10-02 | BP Exploration Company Limited | Consolidation |
| US20140076635A1 (en) | 2011-05-12 | 2014-03-20 | Bp Exploration Operating Company Limited | Method of carrying out a wellbore operation |
| DK3140363T3 (da) * | 2014-05-08 | 2021-08-09 | Ineos Usa Llc | Borefluid og fremgangsmåde til fremstilling deraf |
| CN105948280A (zh) * | 2016-07-22 | 2016-09-21 | 中国环境科学研究院 | 以赤铁矿中Fe3+为电子受体的厌氧生物氧化水污染修复方法 |
| CA3027510A1 (en) * | 2016-09-06 | 2018-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert emulsion containing vegetable oil |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4012329A (en) * | 1973-08-27 | 1977-03-15 | Marathon Oil Company | Water-in-oil microemulsion drilling fluids |
| WO1983002949A1 (en) * | 1982-02-18 | 1983-09-01 | Richard Pawel Jachnik | Drilling fluids and methods of using them |
| US4508628A (en) * | 1983-05-19 | 1985-04-02 | O'brien-Goins-Simpson & Associates | Fast drilling invert emulsion drilling fluids |
| FR2550796B1 (fr) * | 1983-08-17 | 1986-12-26 | Rhone Poulenc Spec Chim | Compositions adjuvantes pour fluides de forage |
| GB2212192A (en) * | 1987-11-09 | 1989-07-19 | Exxon Chemical Patents Inc | Low toxicity oil base mud systems |
| US5096883A (en) * | 1989-09-29 | 1992-03-17 | Union Oil Company Of California | Oil-base drilling fluid comprising branched chain paraffins such as the dimer of 1-decene |
| US5189012A (en) * | 1990-03-30 | 1993-02-23 | M-I Drilling Fluids Company | Oil based synthetic hydrocarbon drilling fluid |
| US5333698A (en) * | 1993-05-21 | 1994-08-02 | Union Oil Company Of California | White mineral oil-based drilling fluid |
| WO1994028087A1 (en) * | 1993-06-01 | 1994-12-08 | Albemarle Corporation | Invert drilling fluids |
| MY111304A (en) * | 1993-09-01 | 1999-10-30 | Sofitech Nv | Wellbore fluid. |
| US5498596A (en) * | 1993-09-29 | 1996-03-12 | Mobil Oil Corporation | Non toxic, biodegradable well fluids |
| CZ226196A3 (en) * | 1994-02-02 | 1997-03-12 | Chevron Chem Co | Drilling fluid containing linear olefins |
-
1994
- 1994-08-29 MY MYPI94002261A patent/MY111305A/en unknown
- 1994-08-30 EP EP94924940A patent/EP0667890B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-08-30 AU AU75043/94A patent/AU683925B2/en not_active Expired
- 1994-08-30 DK DK94924940T patent/DK0667890T3/da active
- 1994-08-30 GB GB9508385A patent/GB2287052B/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-08-30 BR BR9405570-0A patent/BR9405570A/pt not_active IP Right Cessation
- 1994-08-30 CN CN94190647A patent/CN1045788C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1994-08-30 DE DE69420697T patent/DE69420697D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1994-08-30 CA CA002148117A patent/CA2148117C/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-08-30 WO PCT/GB1994/001877 patent/WO1995006694A1/en active IP Right Grant
- 1994-09-06 BR BR9405582-3A patent/BR9405582A/pt not_active Application Discontinuation
-
1995
- 1995-04-28 NO NO19951638A patent/NO314592B1/no not_active IP Right Cessation
-
1997
- 1997-03-17 US US08/818,262 patent/US5846913A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1114110A (zh) | 1995-12-27 |
| CA2148117A1 (en) | 1995-03-09 |
| US5846913A (en) | 1998-12-08 |
| NO951638D0 (no) | 1995-04-28 |
| NO951638L (no) | 1995-06-28 |
| EP0667890A1 (en) | 1995-08-23 |
| WO1995006694A1 (en) | 1995-03-09 |
| DK0667890T3 (da) | 2000-01-31 |
| BR9405582A (pt) | 1999-09-08 |
| MY111305A (en) | 1999-10-30 |
| CA2148117C (en) | 2006-01-24 |
| EP0667890B1 (en) | 1999-09-15 |
| GB9508385D0 (en) | 1995-06-14 |
| DE69420697D1 (de) | 1999-10-21 |
| AU7504394A (en) | 1995-03-22 |
| GB2287052B (en) | 1996-03-13 |
| AU683925B2 (en) | 1997-11-27 |
| BR9405570A (pt) | 1999-09-08 |
| CN1045788C (zh) | 1999-10-20 |
| GB2287052A (en) | 1995-09-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO314592B1 (no) | Brönnboringsfluid, fremgangsmåte for boring av en brönn samt anvendelse avet brönnboringsfluid | |
| EP0666893B1 (en) | Wellbore fluid | |
| US5569642A (en) | Synthetic paraffinic hydrocarbon drilling fluid | |
| EP0627481B1 (en) | Invert drilling fluids | |
| US5498596A (en) | Non toxic, biodegradable well fluids | |
| US5096883A (en) | Oil-base drilling fluid comprising branched chain paraffins such as the dimer of 1-decene | |
| CA2039490C (en) | Oil based synthetic hydrocarbon drilling fluid | |
| US4631136A (en) | Non-polluting non-toxic drilling fluid compositions and method of preparation | |
| NO339445B1 (no) | Borehullbehandlingsmidler med en oljefase med lav toksisitet samt anvendelse derav | |
| USH1611H (en) | Glycols as internal phase in oil well drilling fluids | |
| EA022187B1 (ru) | Биоразлагаемая смазочная композиция и ее применение в качестве бурового раствора, в особенности для очень глубоких месторождений | |
| EA029452B1 (ru) | Бессолевые инвертные эмульсионные буровые растворы и способы бурения стволов скважин | |
| CN102391841A (zh) | 一种生物柴油钻井液润滑剂及其制备方法 | |
| CA2747439C (en) | Friction modifier for drilling fluids | |
| GB2297103A (en) | Base oil for well-bore fluids | |
| WO2009127589A1 (en) | Drilling and well treatment fluids | |
| GB2287049A (en) | Drilling fluid | |
| CA2554115C (en) | A wellbore fluid comprising an oil phase | |
| NO315565B2 (no) | Brønnvæske | |
| Foo et al. | New Approaches in Minimizing The High Temperature Hydrolysis of Esters Based Drilling Fluids | |
| NO326658B1 (no) | Basisolje for bronnfluider med lav stivnepunkt temperatur | |
| MXPA96000313A (en) | Base oil for fluids used in po |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |