NO315565B2 - Brønnvæske - Google Patents
Brønnvæske Download PDFInfo
- Publication number
- NO315565B2 NO315565B2 NO20011787A NO20011787A NO315565B2 NO 315565 B2 NO315565 B2 NO 315565B2 NO 20011787 A NO20011787 A NO 20011787A NO 20011787 A NO20011787 A NO 20011787A NO 315565 B2 NO315565 B2 NO 315565B2
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- oil
- well fluid
- salt solution
- weight
- emulsifier
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 57
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 109
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 41
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 34
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 30
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 19
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 claims description 17
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 15
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 6
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 6
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims description 5
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 4
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 4
- 150000004668 long chain fatty acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 claims description 4
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 3
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000003827 glycol group Chemical group 0.000 claims description 3
- -1 nitrate compound Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 claims description 3
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 3
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 claims description 3
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M Nitrite anion Chemical compound [O-]N=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims description 2
- DVARTQFDIMZBAA-UHFFFAOYSA-O ammonium nitrate Chemical class [NH4+].[O-][N+]([O-])=O DVARTQFDIMZBAA-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 claims description 2
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 101
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 53
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 46
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical group [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 11
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 10
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 9
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 8
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical group [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 5
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 5
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 150000003443 succinic acid derivatives Chemical class 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- FALRKNHUBBKYCC-UHFFFAOYSA-N 2-(chloromethyl)pyridine-3-carbonitrile Chemical compound ClCC1=NC=CC=C1C#N FALRKNHUBBKYCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 2
- 229920003355 Novatec® Polymers 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 2
- RLAWWYSOJDYHDC-BZSNNMDCSA-N lisinopril Chemical compound C([C@H](N[C@@H](CCCCN)C(=O)N1[C@@H](CCC1)C(O)=O)C(O)=O)CC1=CC=CC=C1 RLAWWYSOJDYHDC-BZSNNMDCSA-N 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 229920000223 polyglycerol Polymers 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 229940014800 succinic anhydride Drugs 0.000 description 2
- YHEBYTAHDOHSHQ-UHFFFAOYSA-N 2-piperidin-1-yl-1-selenophen-2-ylethanol Chemical compound C=1C=C[se]C=1C(O)CN1CCCCC1 YHEBYTAHDOHSHQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- NWGKJDSIEKMTRX-AAZCQSIUSA-N Sorbitan monooleate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O NWGKJDSIEKMTRX-AAZCQSIUSA-N 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 description 1
- WBHHMMIMDMUBKC-XLNAKTSKSA-N ricinelaidic acid Chemical compound CCCCCC[C@@H](O)C\C=C\CCCCCCCC(O)=O WBHHMMIMDMUBKC-XLNAKTSKSA-N 0.000 description 1
- 229960003656 ricinoleic acid Drugs 0.000 description 1
- FEUQNCSVHBHROZ-UHFFFAOYSA-N ricinoleic acid Natural products CCCCCCC(O[Si](C)(C)C)CC=CCCCCCCCC(=O)OC FEUQNCSVHBHROZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 150000004669 very long chain fatty acids Chemical class 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
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
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)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
Denne oppfinnelsen vedrører brønnvæsker i form av en vann-i-olje emulsjon som inneholder olje, en saltløsing og emulgator og spesielt borevæsker for boring og komplettering av oljebrønner etc.
En borevæske er en væske som vanligvis består av olje og/eller vann, med forskjellige slags tilsetninger. Borevæsker brukes til å fjerne borekaks fra borehullet og bringe den til overflaten. Borevæsken bidrar også til å kontrollere trykket under overflaten og må danne et beskyttende og stabiliserende overtrekk på porøse formasjoner slik at de ikke hemmer produktiviteten av reservoaret. Produktiviteten av et oljereservoar kan påvirkes negativt hvis faste stoffer fra borevæsken trenger inn i og blokkerer strømingskanalene i formasjonen. Produktiviteten av et reservoar kan også reduseres hvis borevæskefiltratet forårsaker at leire i formasjonen absorberer vann og sveller opp.
Borevæsken pumpes gjennom en hul borestreng til borkronen og kjøler og smører borestrengen og borkronen. Væsken resirkuleres. Egenskapene til borevæsken overvåkes og justeres under boringen. Borevæsken må ha så høy tetthet at den kan kontrollere overskudd av gass- og vanntrykk i formasjonen, samtidig må den være lav nok til å tillate høyeste mulige borehastighet. På overflaten filtreres steinkaksen fra borevæsken. Borekaks produseres som avfallsmateriale.
Kjent teknikk
I dag brukes helst oljebaserte væsker for de fleste dypboringsoperasjoner på basis av følgende kriterier: borehastighet, smøreevne, formasjonens stabilitet, vedlikeholdsvennlighet og pris. Derfor er dagens boreteknikk sterkt avhengig av bruken av disse væskene som har diesel, mineraloljer, olefiner eller estere som kontinuerlig fase og halogenidløsninger som dispers fase. Borevæsken formuleres som en emulsjon for å kunne ta opp ekstra vann under boringen og saltholdigheten av vannfasen kontrolleres ved hjelp av løste salter. Det mest brukte saltet er kalsiumklorid, men natriumklorid og forskjellige andre salter forekommer også. Økonomien og beliggenheten av formasjonen bestemmer valget.
En typisk oljekontinuerlig emulsjon til bruk i boreslam og formulert med konvensjonell teknologi består av 70-80 vektprosent olje og 20-30 vektprosent saltløsning. I tillegg til olje og saltløsning inneholder emulsjonen en emulgator. En slik emulsjon har opprinnelig, før tilsetning av andre materialer, en tetthet på omtrent 0,9 kg/l. Et typisk vektstoff er bariumsulfat med tetthet 4,2. Borevæsken kan også inneholde andre tilsetninger for filtreringskontroll, reologimodifikatorer, korrosjonsinhibitorer, etc.
Lovgivningen er drivkraft for å få stans i utslipp av hydrokarboner over bord ved boring til havs, og dette innbefatter oljeforurenset kaks fra brønner som er boret med oljebasert væske. Det er streng kontroll med utslipp av oljeforurenset borekaks 1 alle sektorer av Nordsjøen.
Den uønskede kaksen kan sprøytes inn i oljebrønnen igjen som et oppmalt slam, hvis de geologiske forholdene nede i borehullet er gunstige, eller fraktes til land og behandles der for å rense den for olje før den deponeres på en fylling. Dette kan skape problemer i dårlig vær hvis kaksen ikke kan fraktes fra riggen. Konseptet er vanskelig å bruke på flytende leteboringsplattformer. I tillegg fører det økte energibehovet for transport og håndtering av kaksen til mer forurensning, noe som også gjelder for deponi på land, som vanligvis innebærer en varmeutvinnings- og forbrenningsprosess.
Fordelene som er påvist med oljebaserte væsker ved boring til havs gjelder i samme grad for landbasert drift. Deponering av avfall og kaks fra boreoperasjoner på land med oljebasert boreslam representerer imidlertid et litt annerledes problem, hvor den dominerende faktoren er miljøskadelige salter i den emulgerte saltløsningen. Hvis det brukes kalsiumklorid i saltløsningen blir det begrenset hvor mye borekaks som kan renses biologisk på et gitt areal med godt resultat. Kanadisk patent nr. 2 101 884 (Flemming) beskriver erstatning av kalsiumklorid i saltfasen med kalsiumnitrat - målet med dette er å redusere miljøproblemet når avfall blir spredt på land. Ved å erstatte klorid med nitrat forbedres også den naturlige mikrobielle nedbrytningsprosessen av den tilhørende oljen.
De diesel- og mineraloljebaserte væskene har tidligere gitt god teknisk ytelse til rimelig pris og fleksibilitet for operasjoner i Nordsjøen, og disse væskene har gradvis blitt mer miljømessig akseptable når det gjelder redusert giftighet og bedre biologisk nedbrytbarhet ved at det er innført olefiner, alkaner og estere i stedet for oljene. Utgiftene ved de oljebaserte borevæskene har imidlertid økt dramatisk ettersom operatørene har gått over til disse mer sofistikerte oljene.
Oljebaserte borevæsker som er utformet spesielt for å unngå forurensning er beskrevet for eksempel i europeisk patent 764 711 Bl og 1 029 908 Al. Patentene beskriver bruk av minimalt giftige borevæsker basert på syntetiske hydrokarboner avledet fra alfa-olefiniske monomerer. Patentkravene innbefatter borevæske-emulsjoner som inneholder opptil 70 volumprosent vannfase. Muligheten for formulering av et boreslam som inneholder så mye vannfase går ikke frem av de eksemplene som er beskrevet i patentene. De emulsjonene som inneholder mest vann av de som beskrives i disse patentene vil ha en tetthet som ikke overstiger omtrent 1,0 før tilsetting av vektstoffet.
Sammendrag av oppfinnelsen
Det er et mål for den foreliggende oppfinnelsen å fremskaffe en ny brønnvæske, spesielt en borevæske, som kan ha de samme gunstige boreegenskapene som oljebasert slam og samtidig minimalt påvirke miljøet. Et annet mål er å fremskaffe en emulsjon av vann i olje med høy opprinnelig tetthet. Det er også et mål for den foreliggende oppfinnelsen å fremskaffe en oljekontinuerlig borevæske som gir økonomiske fordeler på grunn av lavere esterinnhold, når ester brukes som oljefase, i forhold til saltløsningsfasen. Oljefasen er den dyreste i dette tilfellet.
Disse og andre mål med oppfinnelsen oppnås med den brønnvæsken som beskrives nedenfor. Oppfinnelsen beskrives videre og karakteriseres ved de medfølgende patentkravene.
Oppfinnelsen vedrører således altså en brønnvæske i form av en vann-i-olje emulsjon som inneholder olje, en saltløsning og emulgator hvor forholdet mellom olje og saltløsning basert på vekt er mellom 10:90 og 30:70, emulgatoren har en høy molekylvekt i området fra 500 opp til 5000 og med en HLB balanse fra 2 opp til 8, og hvor emulgatorkonsentrasjonen er 0,2-5,0 vektprosent av blandingen av olje og saltløsning, som er kjennetegnet ved at den vandige fasen er en konsentrert blanding av et nitrat eventuelt i blanding med nitritt, klorid, bromid, formiat eller blandinger av disse.
Den konsentrerte blandingen av nitratet er fortrinnsvis tilstede i en mengde fra 31.2 % til 61.2 % av vekten av saltløsning.
Emulgatorkonsentrasjonen er fortrinnsvis 0,4-3,0 vektprosent av blandingen av olje og saltløsning.
Det foretrekkes å bruke emulgatorer som er derivater av polyisobutenylravsyreanhydrid, eller en polyalkylenglykol hvor den hydrofobe delen består av en stor oligomer av alfa-olefiner og den hydrofile delen er en polyetylenglykolsekvens.
Det laveste forholdet mellom olje og saltløsning er fortrinnsvis 15:85.
Fortrinnsvis er den vandige fasen en konsentrert løsning av en nitratforbindelse valgt fra gruppen bestående av alkalimetall-, jordalkalimetall- eller ammonium-nitrater, og hydrater, komplekser eller blandinger av disse.
Oljefasen er en væske basert på mineralolje, en olefin, et alkan eller en ester. Det foretrekkes å bruke en ester av langkjedede fettsyrer. Væsken kan i tillegg inneholde passende fuktemidler, viskositetsregulerende midler, vektmaterialer og filtertapsadditiver, som anvendes for å oppnå ønskede egenskaper med hensyn til stabilitet, reologi, filtertapskontroll, tetthet osv.
Spesielt foretrukket er en brønnvæske som inneholder en ester av en langkjedet fettsyre, en konsentrert løsning av nitratforbindelser eller blandinger av nitrat, klorid eller bromid, 0,4-3,0 vekt % av en emulgator, og hvor vektforholdet mellom olje og saltløsning er mellom 20:80 og 30:70 og hvor væsken hvis nødvendig, inneholder passende fuktemidler, viskositetsregulerende midler, vektmaterialer og filtertapsadditiver.
Ved å innføre en emulgator av den spesifiserte typen kan man lage stabile oljekontinuerlige emulsjoner med lavt oljeinnhold, hvor blandehastigheten ikke er så kritisk, fortrinnsvis kombinert med bruk av en ester som kontinuerlig fase og en nitratløsning som dispers fase.
Ved bruk av denne borevæskeformuleringen til havs ventes det at mengden av olje som slippes ut i sjøen blir tilstrekkelig mye lavere til at det muliggjør en god biologisk nedbrytning av oljen på havbunnen. Nærværet av nitrat vil ytterligere begunstige den biologiske nedbrytningen av oljen under anaerobe denitreringsforhold.
Det er også mulig å fremskaffe en oljekontinuerlig borevæske som gir økonomiske fordeler ved reduksjon av esterinnholdet, når ester brukes som oljefase, i forhold til saltfasen, siden oljefasen er den dyreste i dette tilfellet. Dette bør gjelde for saltløsninger som inneholder klorider, bromider og nitrater og blandinger av disse. Formiater kan også brukes.
Det er også viktig at det er mulig å produsere emulsjoner av vann i olje med høy initialtetthet for bruk som borevæske. Typisk vil tettheten for en slik emulsjon være 1,25-1,35 eller enda høyere. I en slik borevæske vil behovet for tilsetning av vektstoffer være mindre enn vanlig. Borehastigheten er når alle andre faktorer er like en funksjon av innholdet av faste stoffer i væsken og den plastiske viskositeten. Den foreslåtte formuleringen bør gi en forbedret borehastighet på grunn av det lavere faststoffinnholdet. Problemer med baryttslagg vil bli mindre. Dette bør representere en betydelig forbedring i forhold til dagens teknikk også hvis det brukes diesel eller mineralolje.
Kalsiumnitratbaserte løsninger har i noen tid vært vurdert for bruk som borevæsker. På grunn av tendensen til å danne til stresskorrosjonssprekker (stress corrosion cracking, SCC) på karbonstål (ulegert stål) har man nølt med å ta i bruk slike løsninger. Ved bruk av en oljekontinuerlig emulsjon vil ståloverflaten fuktes av oljen og ikke av vannfasen. Nitratet vil ikke være i kontakt med overflaten.
Emulgeringsteknikken som gjør det mulig å fremstille stabile oljekontinuerlige emulsjoner med lavt oljeinnhold vil kunne brukes på sammensetninger som inneholder dieseloljer, mineraloljer, olefiner eller estere og et bredt spektrum av saltløsningssammensetninger. Det viktige poenget er å bruke en overflateaktiv substans som har en høy affinitet med hensyn til olje-vann-overgangen og er lite mobil i overgangen. En mer stabil emulsjon vil være resultatet. Det finnes en rekke emulgatorer med høy molekylvekt og med riktig hydrofil-lipofil-balanse (HLB) som kan brukes.
Beskrivelse av den foretrukne utførelsen
De emulgatorene som foretrekkes for dette formålet har høy molekylvekt - i området fra 500 til 5000 - og de vil ha en HLB-verdi som ligger i området fra 2 opp til omtrent 8. Den hydrofobe delen av en slik emulgator vil oppta et større volum enn den hydrofile delen. Dette gir en foretrukket kurvatur av olje-vann-overgangen som er konveks mot oljefasen og emulgatoren vil derfor egne seg for å stabilisere emulsjoner av vann i olje.
Eksempler på emulgatorer som egner seg for dette formålet er polyalkylenglykoler av forskjellig sammensetning og derivater av polyisobutenylravsyreanhydrid. Den hydrofobe delen av disse emulgatorene består enten av en voluminøs oligomer av alfa-olefiner eller en ganske lang polyisobutenylsekvens. Den hydrofile delen vil enten være en polyetylenglykolsekvens eller et ravsyrederivat.
Andre typer komplekse emulgatorer med høy molekylvekt kan brukes for det beskrevne formålet, såfremt de har en hydrofil-lipofilbalanse som egner seg for å stabilisere emulsjoner av vann i olje. Polyglyserolestere av forskjellig slag, f.eks. estere med interforestret ricinolsyre, eller estere av dimerisert soyabønneolje vil gi stabile emulsjoner. Det kritiske punktet kan være varmestabiliteten av disse emulgatorene.
Det kan lages oljekontinuerlige emulsjoner av høy stabilitet og høy tetthet som inneholder så lite som 6 vektprosent olje, d.v.s. et vektforhold mellom olje og saltløsing på 6:94. Vannfasen er en konsentrert løsning av nitrat, klorid, bromid eller formiat, eller blandinger av disse. Til bruk i en borevæskeformulering vil en emulsjon av vann i olje ha et forhold mellom olje og saltløsning på mellom 10:90 og 30:70, fortrinnsvis mellom 15:85 og 30:70. Konsentrasjonen av emulgator vil være 0,2-5,0 vektprosent, fortrinnsvis 0,4-3,0 vektprosent av blandingen av olje og saltløsning.
De følgende eksemplene er tatt med for å illustrere oppfinnelsen. Egenskapene for de forskjellige oljetypene som brukes i eksemplene er oppført i tabell 1 nedenfor:
EKSEMPEL 1. Til sammenlikningsformål
For å danne grunnlag for en sammenlikning ble det formulert en vanlig oljebasert borevæske på en emulsjon hvor vektforholdet mellom olje og saltløsning var omtrent 70:30. Borevæsken hadde følgende sammensetning: 286 g basisolje, 12 + 6 g av emulgatorene Versavert PE og Versavert SE, 116 g av en kalsiumkloirdløsning med tetthet 1,18, 2 g Versavert F, 4 g Versamod og 8 g Bentone 128. Emulgator-blandingen ble løst i oljen ved omrøring i lav hastighet. Deretter ble emulsjonen laget til ved romtemperatur i et 1000 ml begerglass med en turbo-mikser på 2000 rpm. Den totale blandetiden var omtrent 12 minutter.
Denne borevæsken inneholder 49,5 vektprosent av vektstoffet (bariumsulfat).
Tettheten av emulsjonen var 0,89 målt ved 20°C (IA). Viskositeten, målt på et Bohlin CS Rheometer, var psevdoplastisk. Viskositeten sank fra omtrent 120 til 25 mPas ettersom skjærhastigheten ble økt fra 10 til 100 sek"<1> ved 50°C. Etter tilsetning av 13 g kalk og 438 g bariumsulfat var tettheten av borevæsken 1,50 ved 20°C (IB). Viskositeten ved 50°C var psevdoplastisk fra omtrent 250 til 60 mPas ved skjærhastigheter på 10-100 sek"<1>. Lagringsstabiliteten for borevæsken ble evaluert på grunnlag av hvor mye olje som skilte seg ut på overflaten av blandingen ved 20 og 80°C og er fremstilt i tabell 2:
Tabell 3 viser egenskapene for borevæsken målt på et Fann Rheometer ved 80°C:
EKSEMPEL 2. Emulsjon med lavt oljeinnhold og forskjellige emulgatorer Det ble laget en serie prøver med lavt oljeinnhold for å illustrere forskjellen i emulsjonsstabilitet med forskjellige emulgatorer. Prøvene ble laget med et vektforhold mellom olje og saltløsning på 40:60 og 20:80. Oljen som ble brukt i dette eksempelet var en isopropylester med svært langkjedede fettsyrer (Jafa-ester 2000 DF) mens vannfasen var en blandet nitratløsning med tetthet 1,61. Emulsjonen ble laget til ved romtemperatur i et 1000 ml begerglass ved å bruke en turbo-mikser på 1100 rpm i 3 minutter til å dispergere saltløsningen i oljefasen. Emulgatorer med "lav molekylvekt" er Versavert PE-SE og Span 80. Molekylvekten for de 3 andre emulgatorene som ble brukt i prøve nr. 2.5, 2.6 og 2.7 ligger i området 2000-4000 og er alle illustrert i tabell 4.
Undersøkelse 1 time etter blanding:
Olje/vann-forhold 40:60: Det skilte seg forholdsvis raskt ut olje på overflaten av prøve nr. 3.1-2.4 (40:60). Emulsjonene er ikke stabile nok for viskositetsmåling. Prøve nr. 2.5-2.7 (40:60) var mer stabile. Viskositeten av emulsjonene som ble målt ved 50°C med et Bohlin CS Rheometer var newtonsk og omtrent 30 mPas ved skjærhastigheter på 10-100 sek"<1>.
Olje/vann-forhold 20:80: Prøve nr. 2.1-2.4 (20:80) var ustabile, men det kunne gjøres en måling av viskositeten like etter blandingen. Viskositeten for disse emulsjonene var psevdoplastisk-. Viskositeten sank fra omtrent 3000 til omtrent 500 mPas da skjærhastigheten ble økt fra 10 til 1000 sek"<1> ved 50°C. Prøve nr. 2.5-2.7 (20:80) var mye mer stabile. Viskositeten ved 50°C ble funnet å være psevdoplastisk fra 250 til 100 mPas ved skjærhastigheter på 10-100 sek"<1>.
Ytterligere lagring av prøvene med olje/vann-forhold 20:80:
Prøve 2.1-2.4 (20:80): Nesten all oljen skilte seg ut fra emulsjonene noen timer etter blandingen. Emulsjonene som var igjen på bunnen av disse prøvene var geléaktige og vanskelige å blande med overskuddsoljen.
Prøve 2.5-2.6 (20:80): Emulsjonene var fortsatt i god stand etter 1 dags lagring ved romtemperatur. Bare en liten fraksjon av oljen skilte seg ut på overflaten av emulsjonene. En noe større andel av oljen skilte seg ut (på grunn av lavere viskositet) ved 80°C. Oljen kunne lett dispergeres igjen. Mer olje vil skille seg ut ved lengre tids lagring. Denne prosessen vil gå raskere jo høyere temperaturen er.
Prøve 2.7 (20:80): Emulsjonen var stabil ved romtemperatur, men ikke ved 80°C. Emulsjonen vil etter noen dager ved 80°C bli brutt ned fullstendig til atskilte olje-og vannfaser. Grunnen til dette er den lave varmetoleransen for emulgatoren som brukes i dette tilfellet (en polyglyserolester).
Tettheten av prøve 2.5-2.7 (20:80) var omtrent 1,37 ved 20°C.
EKSEMPEL 3. Emulsjoner med lavt oljeinnhold hvor oljekonsentrasjonen varieres
Det ble laget en serie prøver med lavt oljeinnhold. Prøvene ble fremstilt med et vektforhold mellom olje og saltløsning på 6:94 til 22:78. Oljen som ble brukt i disse prøvene var en teknisk hvitolje (Bayol 85) og vannfasen var en kalsiumnitratløsning med tetthet 1,52. Emulsjonene ble laget til ved 80°C i et 1000 ml begerglass ved å bruke en turbo-mikser på 1100 rpm i 3 minutter til å dispergere saltløsningen i oljefasen. Emulgatoren som ble brukt var Mobilad C 267, et polyisobutenylravsyrederivat med molekylvekt i området 2000-4000. Emulgatorkonsentrasjonen var 1 % av olje/saltløsning-blandingen.
Viskositeten ble målt 1 time etter blandingen og lagringsstabiliteten for emulsjonene ble evaluert som hvor mye olje som skilte seg ut på overflaten av blandingen ved 20 og ved 80°C. Resultatene er fremstilt i tabell 5.
Den utskilte oljen kunne lett dispergeres igjen.
EKSEMPEL 4. Emulsjoner med lavt oljeinnhold og forskjellige saltløsninger Det ble laget en serie prøver med lavt oljeinnhold og forskjellige saltløsninger. Prøvene ble laget med et vektforhold mellom olje og saltløsning på 20:80. Oljen som ble brukt i disse prøvene var en teknisk hvitolje (Bayol 85). Vannfasen var forskjellige saltløsninger:
4.1. Ca-nitratløsning med tetthet 1,52
4.2. Ca-bromidløsning med tetthet 1,72
4.3. Ca- og K-nitratløsning med tetthet 1,61
Emulsjonene ble laget til ved 10°C i et 1000 ml begerglass ved å bruke en turbo-mikser i 1100 rpm i 3 minutter til å dispergere saltløsningen i oljefasen. Emulgatoren som ble brukt var Mobilad C 267, et polyisobutenylravsyrederivat med molekylvekt i området 2000-4000. Emulgatorkonsentrasjonen var 1 % av blandingen av olje og saltløsning. Tettheten ble målt ved 20°C. Viskositeten ble målt 1 time etter blandingen og lagringsstabiliteten for emulsjonene ble evaluert som hvor mye olje som skilte seg ut på overflaten av blandingen ved 20 og 80°C. Resultatene er fremstilt i tabell 6:
Overskuddsoljen kunne lett dispergeres igjen.
EKSEMPEL 5. Emulsjoner med lavt oljeinnhold og forskjellige saltløsninger Det ble laget en serie prøver med lavt oljeinnhold og forskjellige saltløsninger. Prøvene ble laget med et vektforhold mellom olje og saltløsning på 20:80. Oljen som ble brukt i disse prøvene var en alfa-olefin (Novatec B). Vannfasen var forskjellige saltløsninger:
5.1. Ca-klorid (20 %), tetthet 1,18 målt ved 20°C
5.2. Ca-klorid (40 %), tetthet 1,40
5.3. Ca-nitrat, tetthet 1,52
5.4. Blandet Ca(N03)2 (32,4 %) og CaCl2 (19,5 %), tetthet 1,53
5.5. Blandet Ca(N03)2 (46,1 %) og KN03 (15,1 %), tetthet 1,61
5.6. Blandet Ca(N03)2 (40 %) og CaCl2 (18,9 %), tetthet 1,62
5.7. Blandet Ca(N03)2 (31,2 %), NaBr (10,6 %) og CaBr2 (15,5 %), 1,63
5.8. Ca-bromid, tetthet 1,72
5.9. Ca-formiat, tetthet 1,58
Emulsjonene ble laget til ved romtemperatur i et 1000 ml begerglass ved å bruke en turbo-mikser på 1100 rpm i 3 minutter til å dispergere saltløsningen i oljefasen. Emulgatoren som ble brukt var MBQ Anfomul 2500, et polyisobutenylravsyrederivat med molekylvekt i området 2000-4000. Emulgatorkonsentrasjonen (aktivt stoff) var 0,7 % av olje/saltløsning-blandingen. Med i oppskriften var også 1 % bentonitt (Bentone 128). Bentonitten ble tilsatt i løpet av en ekstra blandetid på 5 minutter.
Tettheten og viskositeten ble målt 1 time etter blandingen og er fremstilt i tabell 7:
Som i de andre eksemplene skilte det seg ut en liten fraksjon av oljen på overflaten av emulsjonen. En litt større del av oljen skilte seg ut ved 80°C enn ved 20°C. Overskuddsoljen kunne lett dispergeres igjen. Mer olje vil skille seg ut ved videre lagring. Hastigheten for utskilling av overskuddsolje vil avhenge av viskositeten for emulsjonen og forskjellen i tetthet mellom oljen og vannfasen.
EKSEMPEL 6. Emulsjon med lavt oljeinnhold og tetthet 1,5
Det ble fremstilt en oljebasert borevæske basert på en emulsjon hvor vektforholdet mellom olje og saltløsning var omtrent 18:82 med den følgende sammensetningen: 108 g alfa-olefin (Novatec B), 9,6 g av emulgatoren MBQ Amfomul 2500, 482,4 g av en kalsiumnitratløsning med tetthet 1,52, 1 g Versavert F, 1 g Versamod, 2 g Bentone 128, 0,5 g kalk og 145 g bariumsulfat. Emulgatoren ble løst i olje ved omrøring i lav hastighet. Deretter ble emulsjonen laget til ved 50°C i et 1000 ml begerglass med en turbo-mikser på 2000 rpm. Den totale blandetiden var omtrent 16 minutter.
Denne borevæsken inneholder 19,5 vektprosent av vektstoffet (bariumsulfat). Tettheten var 1,49 ved 20°C.
Tabell 8 nedenfor viser egenskaper for borevæsken målt på et Fann Rheometer ved 80°C:
Claims (10)
1. En brønnvæske i form av en vann-i-olje emulsjon som inneholder olje, en saltløsning og emulgator hvor forholdet mellom olje og saltløsning basert på vekt er mellom 10:90 og 30:70, emulgatoren har en høy molekylvekt i området fra 500 opp til 5000 og med en HLB balanse fra 2 opp til 8, og hvor emulgatorkonsentrasjonen er 0,2-5,0 vekt% av blandingen av olje og saltløsning,
karakterisert ved at den vandige fasen er en konsentrert blanding av et nitrat eventuelt i blanding med nitritt, klorid, bromid, formiat eller blandinger av disse.
2. Brønnvæske ifølge krav 1,
karakterisert ved at den konsentrerte blandingen av nitratet er tilstede i en mengde fra 31.2 % til 61.2 % av vekten av saltløsning.
3. Brønnvæske ifølge krav 1 eller 2,
karakterisert ved at emulgatorkonsentrasjonen er 0,4-3,0 vekt% av blandingen olje og saltløsning.
4. Brønnvæske ifølge krav 1, 2 eller 3,
karakterisert ved at emulgatoren er en polyalkylenglykol hvor de hydrofobe deler består av en stor oligomer av alfa-olefiner, den hydrofile del er en polyetylenglykolsekvens.
5. Brønnvæske ifølge krav 1,
karakterisert ved at det laveste forholdet mellom olje og saltløsning er 15:85.
6. Brønnvæske ifølge krav 1,
karakterisert ved at den vandige fasen er en konsentrert løsning av en nitratforbindelse valgt fra gruppen bestående av alkalimetall-, jordalkalimetall- eller ammonium-nitrater, og hydrater, komplekser eller blandinger av disse.
7. Brønnvæske ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at oljefasen er en væske basert på mineralolje, en olefin, alkan eller ester.
8. Brønnvæske ifølge krav 7,
karakterisert ved at oljefasen er en ester av langkjedede fettsyrer.
9. Brønnvæske ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at væsken inneholder passende fuktemidler, viskositetsregulerende midler, vektmaterialer og filtertapsadditiver, som anvendes for å oppnå ønskede egenskaper med hensyn til stabilitet, rheologi, filtertapskontroll, tetthet osv.
10. Brønnvæske ifølge krav 1,
karakterisert ved at den inneholder en ester av en langkjedet fettsyre, en konsentrert løsning av nitratforbindelser eller blandinger av nitrat, klorid eller bromid, 0,4-3,0 vekt% av en emulgator, og hvor vektforholdet mellom olje og saltløsning er mellom 20:80 og 30:70 og hvor væsken hvis nødvendig, inneholder passende fuktemidler, viskositetsregulerende midler, vektmaterialer og filtertapsadditiver.
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20011787A NO315565B2 (no) | 2001-04-09 | 2001-04-09 | Brønnvæske |
| CA002448617A CA2448617C (en) | 2001-04-09 | 2002-04-08 | Borehole fluid |
| PCT/NO2002/000136 WO2002081590A1 (en) | 2001-04-09 | 2002-04-08 | Borehole fluid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20011787A NO315565B2 (no) | 2001-04-09 | 2001-04-09 | Brønnvæske |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20011787D0 NO20011787D0 (no) | 2001-04-09 |
| NO20011787L NO20011787L (no) | 2002-10-10 |
| NO315565B1 NO315565B1 (no) | 2003-09-22 |
| NO315565B2 true NO315565B2 (no) | 2010-01-18 |
Family
ID=19912359
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20011787A NO315565B2 (no) | 2001-04-09 | 2001-04-09 | Brønnvæske |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| CA (1) | CA2448617C (no) |
| NO (1) | NO315565B2 (no) |
| WO (1) | WO2002081590A1 (no) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11649391B2 (en) | 2018-03-22 | 2023-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | High density brine internal phase |
| CN115678519B (zh) * | 2021-07-22 | 2024-03-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油基钻井液、制备方法及其应用 |
| CN115216281B (zh) * | 2022-06-30 | 2024-03-01 | 西南石油大学 | 一种可逆钻井液及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3125517A (en) * | 1964-03-17 | Chzchzoh | ||
| US2661334A (en) * | 1952-02-11 | 1953-12-01 | Standard Oil And Gas Company | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
| US2689219A (en) * | 1952-02-11 | 1954-09-14 | Stanolind Oil & Gas Co | Emulsion drilling fluid |
| US3017350A (en) * | 1954-01-18 | 1962-01-16 | Union Oil Co | Emulsion-base drilling fluids |
| NL95744C (no) * | 1957-06-12 | |||
| US4442241A (en) * | 1982-06-28 | 1984-04-10 | Exxon Research And Engineering Co. | Shear thickening composition |
| GB8410393D0 (en) * | 1984-04-24 | 1984-05-31 | Ici Plc | Fluid compositions |
| US5283235A (en) * | 1992-03-17 | 1994-02-01 | The Lubrizol Corporation | Compositions containing esters of carboxy-containing interpolymers and methods of using the same |
| CA2091402A1 (en) * | 1992-03-17 | 1993-09-18 | Richard W. Jahnke | Compositions containing derivatives of succinic acylating agent or hydroxyaromatic compounds and methods of using the same |
-
2001
- 2001-04-09 NO NO20011787A patent/NO315565B2/no not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-04-08 WO PCT/NO2002/000136 patent/WO2002081590A1/en not_active Application Discontinuation
- 2002-04-08 CA CA002448617A patent/CA2448617C/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2448617C (en) | 2009-06-23 |
| NO315565B1 (no) | 2003-09-22 |
| WO2002081590A1 (en) | 2002-10-17 |
| NO20011787D0 (no) | 2001-04-09 |
| CA2448617A1 (en) | 2002-10-17 |
| NO20011787L (no) | 2002-10-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5189012A (en) | Oil based synthetic hydrocarbon drilling fluid | |
| EP0627481B1 (en) | Invert drilling fluids | |
| US6284714B1 (en) | Pumpable multiple phase compositions for controlled release applications downhole | |
| US4787990A (en) | Low toxicity oil-based drilling fluid | |
| NO339445B1 (no) | Borehullbehandlingsmidler med en oljefase med lav toksisitet samt anvendelse derav | |
| USH1611H (en) | Glycols as internal phase in oil well drilling fluids | |
| NO301339B1 (no) | Anvendelsen av utvalgte oleofile etere i vannbaserte borespylinger av typen olje/vann-emulsjoner samt tilsvarende borespylevæsker med forbedret ökologisk godtagbarhet | |
| NO314592B1 (no) | Brönnboringsfluid, fremgangsmåte for boring av en brönn samt anvendelse avet brönnboringsfluid | |
| NO303129B1 (no) | FremgangsmÕte for boring av en br÷nn og br÷nnborefluid | |
| MX2015002836A (es) | Fluidos de perforacion de emulsion inversa libres de sal y metodos para perforar pozos. | |
| NZ233682A (en) | Oil-in-water emulsion drilling fluid containing a water-insoluble alcohol | |
| MX2012011102A (es) | Fluidos de perforacion de emulsion invertidos y metodos para perforacion de agujeros. | |
| NO322216B1 (no) | Anvendelse av surfaktantblandinger for borehullsoperasjoner | |
| NO339213B1 (no) | Framgangsmåte for å regulere inversjonen av et borefluid, samt fremgangsmåte for å regulere fuktbarheten av en filterkake. | |
| WO2010030275A1 (en) | Nitrogen-free invert emulsion wellbore fluid | |
| WO1996022342A1 (en) | Base oil for well-bore fluids | |
| Bennett | New drilling fluid technology mineral oil mud | |
| NO315565B2 (no) | Brønnvæske | |
| NO20171495A1 (en) | Alkylpolyglucoside derivative fluid loss control additives for wellbore treatment fluids | |
| AU2001254963A1 (en) | Drilling fluids and method of drilling | |
| NO872730L (no) | Borevske. | |
| US20180298706A1 (en) | Direct Emulsions and Methods of Use | |
| US11390792B2 (en) | Clay-free drilling fluid composition | |
| GB2546367A (en) | Anti-accretion additives for wellbore fluids and methods of use thereof | |
| MXPA96000313A (en) | Base oil for fluids used in po |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CB | Opposition filed (par. 26,5 patents act) |
Effective date: 20040621 |
|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: ONSAGERS AS POSTBOKS 6963 ST OLAVS PLASS OSLO, 013 |
|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: ONSAGERS AS POSTBOKS 6963 ST OLAVS PLASS OSLO, 013 |
|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: YARA INTERNATIONAL ASA, NO |
|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |