NO318199B1 - Skumdempersammensetninger og fremgangsmater - Google Patents

Skumdempersammensetninger og fremgangsmater Download PDF

Info

Publication number
NO318199B1
NO318199B1 NO20000011A NO20000011A NO318199B1 NO 318199 B1 NO318199 B1 NO 318199B1 NO 20000011 A NO20000011 A NO 20000011A NO 20000011 A NO20000011 A NO 20000011A NO 318199 B1 NO318199 B1 NO 318199B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
approx
composition
weight
amount
present
Prior art date
Application number
NO20000011A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20000011D0 (no
NO20000011L (no
Inventor
Bobby J King
Jiten Chatterji
Roger S Cromwell
Original Assignee
Halliburton Energy Serv Inc
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 Halliburton Energy Serv Inc filed Critical Halliburton Energy Serv Inc
Publication of NO20000011D0 publication Critical patent/NO20000011D0/no
Publication of NO20000011L publication Critical patent/NO20000011L/no
Publication of NO318199B1 publication Critical patent/NO318199B1/no

Links

Classifications

    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D19/00Degasification of liquids
    • B01D19/02Foam dispersion or prevention
    • B01D19/04Foam dispersion or prevention by addition of chemical substances
    • B01D19/0404Foam dispersion or prevention by addition of chemical substances characterised by the nature of the chemical substance
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/901Organically modified inorganic solid
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/906Solid inorganic additive in defined physical form
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/921Specified breaker component for emulsion or gel

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Toxicology (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)

Abstract

Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer forbedrede skumdemper-sammensetninger og fremgangsmåter. Sammensetningene ifølge oppfinnelsen består grunnleggende av polypropylenglykol, partikulært hydrofobt silika og et flytende fortynningmiddel.

Description

Foreliggende oppfinnelsen angår skumdempersammensetninger og fremgangsmåter, og mer spesielt, sammensetninger og fremgangsmåter for hindring av dannelsen av skum eller nedbryting av skum i brønnbehandlingsfluider.
Skumdempersammensetninger og midler har lenge vært anvendt i olje- og gassindustri for å hindre dannelsen av et skum eller ødelegge tidligere dannet skum. Skumdempersammensetningene anvendes vanligvis som komponenter i brønnbehandlingsfluider for å hindre dannelsen av skum i løpet av fremstillingen og/eller pumpingen av behandlingsfluidene. Skumdempersammensetninger har tidligere også blitt anvendt for å bryte opp tidligere dannet skum av brønnbehandlingsfluider. Det vil si, når et stabilt skummet brønnbehandlingsfluid må fjernes fra overflaten, blir en skumdempersammensetning tilsatt til fluidet for å ødelegge skummet hvorved de ikke-skummede komponentene av behandlingsfluidet enkelt kan fjernes.
Et stort antall skumdempersammensetninger og midler er blitt anvendt så langt. Eksempler på slike skumdempersammensetninger og midler anvendt i brønnbehandlingsfluider omfatter tributylfosfat og åcetylenisk diol som er miljømessig betenkelige. Andre skumdempingsmidler i litteraturen som er miljømessig sikre omfatter polypropylenglykol og en blanding av polypropylenglykol med et kopolymer av etylenoksid og propylenoksid monomerer. Mens disse skumdemperne fungerer adekvat når det gjelder å hindre dannelsen av skum i brønnbehandlingsfluider når de fremstilles og pumpes, fungerer de ikke adekvat for skumdemping av tidligere dannet skum av brønnbehandlingsfluider, og spesielt, tidligere dannet skum i brønnsement-slurryer.
Således er det et vedvarende behov for forbedrede miljømessig uproblematiske skumdempersammensetninger for anvendelse i forskjellige fluider som omfatter brønnbehandlingsfluider.
Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer forbedrede miljømessig sikre skumdempersammensetninger og fremgangsmåter som møter behovet beskrevet ovenfor og overvinner manglene i litteraturen. Sammensetningene ifølge oppfinnelsen er grunnleggende sammensatt av polypropylenglykol, partikulært hydrofobt silika og et flytende fortynningsmiddel. Mens forskjellige flytende fortynningsmidler kan anvendes, inkluderer de som er særlig egnet fettsyremetylestere, olefiner som har en eller flere interne dobbelbindinger, alfa-olefiner, polyalfa-olefiner og lineære parafiner.
Således angår foreliggende oppfinnelse en skumdempersammensetning kjennetegnet ved at den i det vesentlige innbefatter: polypropylenglykol;
partikulært hydrofobisk silika; og
et flytende fortynningsmiddel utvalgt fra gruppen bestående av fettsyremetylestere, olefiner som har en eller flere interne dobbeltbindinger, alfaolefiner, polyalfaolefiner og lineære parafiner.
Oppfinnelsen angår også en fremgangsmåte for å hindre dannelsen av skum i et brønnbehandlingsfluid i løpet av dets fremstilling og pumping inn i et borehull, kjennetegnet ved at den innbefatter kombinering av en skumdempersammensetning med nevnte brønnbehandlingsfluid i løpet av dens fremstilling, nevnte skumdempersammensetning består av polypropylenglykol, partikulært hydrofobt silika og et flytende fortynningsmiddel utvalgt fra gruppen bestående av fettsyremetylestere, olefiner som har en eller flere dobbeltbindinger, alfaolefiner, polyalfaolefiner og lineære olefiner.
En foretrukket skumdempersammensetning ifølge oppfinnelsen innbefatter en polypropylenglykol som har en molekylvekt på ca. 4000 til stede i sammensetningen i en mengde på ca. 30 vekt-% derav, en partikulær hydrofob silika som består av silikonoljebehandlet presipitert silika til stede i sammensetningen i en mengde på ca. 16 vekt-% derav og et olefin som har fra ca. 11 til ca. 14 karbonatomer og en eller flere interne dobbelbindinger til stede i sammensetningen i en mengde på ca. 54 vekt-% derav.
En fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen for hindring av dannelsen av skum i et brønnbehandlingsfluid i løpet av dets fremstilling eller pumping inn i borehullet innbefatter kombineringen av en skumdempersammensetning ifølge oppfinnelsen med brønnbehandlingsfluidet før fremstilling eller pumping av fluidet.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også en fremgangsmåte for skumdemping av et tidligere dannet stabilt skum av et brønnbehandlingsfluid ved kombinering av skumdempersammensetningen ifølge oppfinnelsen.
Det er derfor et viktig formål ifølge oppfinnelsen å tilveiebringe forbedrede skumdempersammensetninger og fremgangsmåter.
Andre og ytterligere formål, trekk og fordeler ved oppfinnelsen vil lett fremgå for fagfolk ved å lese beskrivelsen av foretrukne utførelsesformer som følger.
Som nevnt ovenfor, blir skumdempersammensetninger ofte anvendt i et stort antall fluider for å hindre at fluidene danner skum med luft når de røres, blandes eller lignende under nærvær av luft. Ved behandling av brønner med
brønnbehandlingsfluider blir fluidene vanligvis mikset eller blandet under nærvær av luft på overflaten og deretter pumpet inn i borehullet. Hvis brønnbehandlingsfluidene i et uoppmerksomt øyeblikk skummer samtidig med at de mikses og pumpes, kan uheldige resultater finne sted. For eksempel ved komplettering og stimulering av en brønn blir uskummede behandlingsfluider ofte anvendt som, hvis de skummer, ikke vil tjene til ønskede hensikter eller vil produsere dårligere resultater enn det som er ønskelig.
Noen brønnbehandlingsfluider er med hensikt dannet til stabilt skum på overflaten for å redusere tettheten til fluidene eller av andre grunner. Når slikt stabilt skum må fjernes fra overflaten, er det ofte nødvendig å bryte opp skummet for å fjerne det effektivt fra ikke-skumkomponentene. Mens skumdempersammensetninger og midler har blitt utviklet og anvendt med suksess hittil, har slike skumdempersammensetninger og midler generelt enten vært miljømessig problematiske eller har gitt dårligere resultater enn ønskelig ved anvendelse til å bryte opp tidligere dannet stabilt skum. Ved den foreliggende oppfinnelsen er det tilveiebrakt forbedrede skumdempersammensetninger og fremgangsmåter som er miljømessig sikre og også gir bedre skumdemperresultater enn de hittil anvendte skumdempersammensetninger og midler.
De forbedrede skumdempersammensetningene ifølge oppfinnelsen er grunnleggende sammensatt av polypropylenglykol, partikulært hydrofobisk silika og et flytende fortynningsmiddel. Polypropylenglykolet som anvendes i sammensetningene kan ha en molekylvekt i området fra ca. 425 til ca. 4.000. Det er foretrukket at polypropylenglykolet har en molekylvekt i den øvre delen av området angitt ovenfor, mest foretrukket ca. 4000. Polypropylenglykolet tilsettes vanligvis skumdempersammensetningen ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra ca. 20 vekt-% til ca. 75 vekt-% av sammensetningene, mest foretrukket ca. 30%.
Et partikulært hydrofobt silika anvendelig i henhold til foreliggende oppfinnelse er silikonoljebehandlet presipitert silika. Denne hydrofobe silikaen fungerer i kombinasjon med polypropylenglykolet til å skumdempe fluider svært effektivt. Presipitert silika kan fremstilles ved simultan tilsetting av svovelsyre og natriumsilikatløsninger til vann under røring. pH'en til blandingen i løpet av reaksjonen holdes over ca. 9, hvorved små partikler blir kontinuerlig oppløst i løpet av presipiteringen av silika. Som et resultat blir enhetlige partikkelstørrelser oppnådd. I løpet av presipiteringsprosessen kan egenskapene til silika varieres ved å forandre forholdet av reaktanter, reaksjonstid, reaksjonstemperaturen og reaksjonsblandingskonsentrasjonene. Suspensjonen som kommer fra denne presipiteringsprosessen filtreres og tørkes fulgt av maling for å redusere størrelsen til agglomeratene som dannes i tørketrinnet.
Presipitert silika gjøres hydrofobt ved å spraye det med et enhetlig belegg av silikonolje fulgt av oppvarming. Mengden silikonolje som anvendes er vanligvis ca. 10 vekt-% av presipitert silika. Særlig egnet silikonoljebehandlet presipitert silika for anvendelse ifølge oppfinnelsen er kommersielt tilgjengelig under varemerkebetegnelsene "SIPERNET D-l 1" og "SIPERNET D-13" fra Degussa Company som har kontor i Chester, Pennsylvania. SIPERNET D-l 1 har et BET overflateareal på 90 kvadratcentimeter per gram mens SIPERNET D-13 har et BET overflateareal på 85 kvadratcentimeter per gram. Andre egenskaper til produktene er de samme og er som følger: gjennomsnittlig partikkelstørrelse - mindre enn 5 mikron; tappetetthet -120 gram per liter; pH - 9,5 til 11,5; fuktighetstap ved 105°C etter 2 timer -1,5%; tenningstap etter 2 timer ved 1000°C - 5%; metanolfuktbarhet - større enn ca. 60%; Si02-innhold - 98% og NaS04-innhold - 2%.
Den partikulære hydrofobe silikaen blir vanligvis tilsatt skumdempersammensetningen ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra ca. 10 vekt-% til ca. 20 vekt-% av sammensetningene, foretrukket ca. 16%.
Et antall flytende fortynningsmidler som også fungerer som dispergeringsmedium for den partikulære hydrofobe silikaen kan anvendes ifølge oppfinnelsen. Eksempler på foretrukne slike flytende fortynningsmidler inkluderer, men er ikke begrenset til, fettsyremetylestere, olefiner som har en eller flere interne dobbelbindinger, alfa-olefiner, polyalfa-olefiner og lineære parafiner. Av disse er olefiner som har fra ca. 11 til ca. 14 karbonatomer og en eller flere interne dobbelbindinger til stede foretrukket. Generelt blir det flytende fortynningsmidlet tilsatt skumdempersammensetningen ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra ca. 10 vekt-% til ca. 70 vekt-% av sammensetningene, foretrukket ca. 54%.
Således er en foretrukket skumdempersammensetning ifølge oppfinnelsen sammensatt av polypropylenglykol som har en molekylvekt i området fra ca. 425 til ca. 4000, partikulært hydrofobt silika og et flytende fortynningsmiddel. Den partikulære hydrofobe silikaen er foretrukket silikonoljebehandlet presipitert silika.
En mer foretrukket skumdempersammensetning ifølge oppfinnelsen er sammensatt av polypropylenglykol som har en molekylvekt på ca. 4000, silikonoljebehandlet presipitert silika og et flytende fortynningsmiddel utvalgt fra gruppen av fettsyremetylestere, olefiner som har en eller flere interne dobbelbindinger, alfa-olefiner, polyalfa-olefiner og lineære parafiner.
Den mest foretrukne sammensetningen ifølge oppfinnelsen består av polypropylenglykol som har en molekylvekt på ca. 4000 til stede i sammensetningen i en mengde på ca. 30 vekt-% derav, silikonoljebehandlet presipitert silika til stede i sammensetningen i en mengde på ca. 16 vekt-% og et fortynningsmiddel bestående av et olefin som har fra ca. 11 til ca. 14 karbonatomer og en eller flere interne dobbelbindinger til stede i sammensetningen i en mengde på ca. 54 vekt-% derav.
Fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen omfatter fremgangsmåter for hindring av dannelsen av skum i brønnbehandlingsfluid i løpet av dens fremstilling eller pumping inn i borehullet og fremgangsmåter for å fjerne skum fra tidligere dannet stabilt brønnbehandlingsfluidskum. Mer spesifikt består fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen for hindring av dannelse av skum i et brønnbehandlingsfluid i løpet av dets fremstilling og pumping grunnleggende av å kombinere en skumdempersammensetning ifølge oppfinnelsen med nevnte brønnbehandlingsfluid, hvor skumdempersammensetningen består av polypropylenglykol, partikulært hydrofobt silika og et flytende fortynningsmiddel. Fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen for skumfjerning av tidligere fremstilt stabilt skum i brønnbehandlingsfluid består grunnleggende av å kombinere en skumdempersammensetning med det skummede brønnbehandlingsfluidet, hvor skumdempersammensetningen består av polypropylenglykol, partikulært hydrofobt silika og et flytende fortynningsmiddel.
Som nevnt ovenfor kan skumdempersammensetningen ifølge oppfinnelsen anvendes i et antall forskjellige fluider og er særlig godt egnet for anvendelse i brønnbehandlingsfluider. Eksempler på brønnbehandlingsfluider hvori skumdempersamrnensetningene kan anvendes for å hindre dannelsen av skum er vandige gelatinerte fluider og sementslurryer. Et eksempel på et tidligere fremstilt skum fra brønnbehandlingsfluid som kan effektivt avskummes ved anvendelse av skumdempersammensetningen ifølge oppfinnelsen er en sementslurry med stabilt skum. Overskudd av tidligere fremstilt stabilt sementslurryskum blir ofte pumpet inn i tanker på overflaten og må deretter fjernes. Ved å kombinere en skumdempersammensetning ifølge oppfinnelsen med slikt sementslurryskum, f. eks. ved å spraye skumdempersammensetningen derpå, kan sementslurryskummet raskt og fullstendig brytes ned hvorved det enkelt kan fjernes.
For å illustrere ytterligere skumdempersamnrensetningene og fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen er følgende eksempler blitt gitt.
Eksempel 1
Testsementsammensetninger ble fremstilt fra fem forskjellige sementslurryer som inneholdt forskjellige vanlige additiver, dvs. fem sementsammensetninger uten skumdemper, finsementsammensetninger som hver inneholdt fire tidligere kjente skumdempere og fem sementsammensetninger som inneholdt skumdempersammensetningen ifølge oppfinnelsen. Innholdsstoffene og mengdene som ble anvendt til å danne de fem sementslurryene er gitt i Tabell I nedenfor.
Den teoretiske designtettheten for hver av testsementsammensetningene så vel som tettheten til hver testsementsammensetning som ikke inkluderte en skumdemper, hvor hver testsammensetning inkluderte en tidligere kjent skumdemper og hver testsammensetning inkluderte skumdempersammensetningen ifølge oppfinnelsen, ble bestemt og er gitt i Tabell II nedenfor. Når de var inkludert, ble skumdemperne tilsatt til testsementsammensetningene i mengder på 0,25 vekt-% av sementen.
Fra Tabell II fremgår det at skumdempersammensetningen ifølge oppfinnelsen har i det vesentlige like god eller bedre skumeffektivitet enn hittil kjente skumdempere. Det vil si at skumdempersammensetningen ifølge oppfinnelsen hindrer dannelsen av skum i testsementsammensetningene like godt eller bedre enn tidligere kjente skumdempere som ble testet.
Eksempel 2
Stabile skumtestsementsammensetninger ble fremstilt som inneholdt forskjellige tidligere kjente skumdempere og skumdempersammensetningen ifølge oppfinnelsen. Testsementsammensetningene inneholdt følgende komponenter: Førsteklasses sement; et fluidtapkontrollmiddel som innbefatter karboksymetylhydroksyetylcellulose i en mengde på 0,3 vekt-% av sementen; vann i en mengde på 43 vekt-% av sementen; et skummemiddel som innbefatter et etoksylert alkoholsulfat i en mengde på 1,5% volum-% vann; en skumstabilisator som innbefatter kokosnøttamidopropylbetain i en mengde på 0,75 volum-% vann; og 1,2% skumdemper i forhold til vekten av den skummede slurryen. De ikke-skummede testsammensetningene hadde en tetthet på 1,91 kg/l, og etter skumming hadde sammensetningene en tetthet på 1,26 kg/l. Tettheten av hver testsementsammensetning ble bestemt og resultatene er gitt nedenfor.
Fra dataene ovenfor fremgår det at skumdempersammensetningen ifølge oppfinnelsen er svært effektiv til å fjerne skum fra stabile skummede fluider.
Fremgangsmåten beskrevet i Eksempel 2 som anvender den skummede sementslurryen beskrevet deri ble gjentatt ved anvendelse av skumdempersammensetningen ifølge oppfinnelsen (fotnote 5, Tabell II) som inkluderer en lineær alfa-olefin som har fra ca. 11 til ca. 14 karbonatomer som væskefortynningsmiddel istedenfor olefinet som har interne dobbelbindinger. En andre test ble også utført ved anvendelse av en lineær parafin som har fra ca. 11 til ca. 14 karbonatomer som det flytende fortynningsmidlet. Resultatene av disse testene er gitt nedenfor.
Fra dataene ovenfor fremgår det at forskjellige flytende fortynningsmidler kan anvendes i sammensetningene ifølge oppfinnelsen uten å forandre effektiviteten til sammensetningene.
Eksempel 3
En basesementslurry bestående av førsteklasses sement, skumsammensetningen ifølge oppfinnelsen (fotnote 5, Tabell II) i en mengde på 1 vekt-% av sement, og vann i en mengde på 46 vekt-% av sement ble fremstilt. Tre forskjellige fluidtapadditiver ble kombinert med tre testporsjoner av basesementslurryen og viskositeten og fluidtapet for hver testporsjon ble bestemt i henhold til prosedyrene fremsatt i API Specification For Materials And Testing For Well Cements. API Specification 10,5. utgave, datert 1. juli 1990, fra American Petroleum Institute. Resultatene fra disse testene er gitt i Tabell HI nedenfor.
Fra resultatene gitt i Tabell TH fremgår det at tilstedeværelsen av skumdempersammensetningen ifølge oppfinnelsen ga ikke effekt på viskositetene eller fluidtapene av sementslurryene.
Eksempel 4
En basesementslurry som besto av førsteklasses sement, vann i en mengde på 46 vekt-% av sement, fluidtapadditiv som besto av en modifisert kopolymer av "AMPS" og N,N-dimetylakrylamid i en mengde på 0,6 vekt-% av sement og en herderetardant som besto av et modifisert Hgnosulfonat i en mengde på 0,2 vekt-% av sement ble fremstilt. Til en porsjon av basesementslurryen ble skumdepersammensetningen ifølge oppfinnelsen (fotnote 5, Tabell II) tilsatt i en mengde på 1 vekt-% av sement. Ingen skumdemper ble tilsatt til en andre porsjon av basisslurryen. Testporsjonene av basisslurryen ble gjenstand for fortykningstidtester utført i henhold til den ovenfor nevnte API-spesifikasjon 10. Resultatene av disse testene er fremsatt nedenfor.
Fra resultatene ovenfor fremgår det at tilstedeværelsen av
skumdempersammensetningen ifølge oppfinnelsen har liten eller ingen effekt på sementslurryfortykningstiden.
Således er den foreliggende oppfinnelsen godt tilpasset til å utføre formålene og oppnå resultatene og fordelene nevnt så vel som de som er iboende deri. Forandringer gjort av fagfolk vil også være dekket innenfor ånden av oppfinnelsen som definert ved de vedlagte kravene.

Claims (22)

1. Skumdempersammensetning, karakterisert ved at den i det vesentlige innbefatter: polypropylenglykol; partikulært hydrofobisk silika; og et flytende fortynningsmiddel utvalgt fra gruppen bestående av fettsyremetylestere, olefiner som har en eller flere interne dobbeltbindinger, alfaolefiner, polyalfaolefiner og lineære parafiner.
2. Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte polypropylenglykol har en molekylvekt i området fra ca. 425 til ca. 4000.
3. Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte polypropylenglykol er til stede i nevnte sammensetning i en mengde i området fra ca. 20% til ca. 75% i forhold til vekten derav.
4. Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte hydrofobe silika er silikonoljebehandlet presipitert silika og er til stede i nevnte sammensetning i en mengde i området fra ca. 10% til ca. 20% i forhold til vekten derav.
5. Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte flytende fortynningsmiddel er til stede i nevnte sammensetning i en mengde i området fra ca. 10% til ca. 70% i forhold til vekten derav.
6. Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte polypropylenglykol har en molekylvekt på ca. 4000 og er til stede i nevnte sammensetning i en mengde på ca. 30 vekt-% derav.
7. Sammensetning ifølge krav 6, karakterisert ved at nevnte partikulære hydrofobe silika er silikonoljebehandlet presipitert silika og er til stede i nevnte sammensetning i en mengde på ca. 16% i forhold til vekten derav.
8. Sammensetning ifølge krav 7, karakterisert ved at nevnte flytende fortynningsmiddel består av et olefin som har fra ca. 11 til ca. 14 karbonatomer og en eller flere interne dobbelbindinger og er til stede i nevnte sammensetning i en mengde på ca. 54% i forhold til vekten derav.
9. Fremgangsmåte for å hindre dannelsen av skum i et brønnbehandlingsfluid i løpet av dets fremstilling og pumping inn i et borehull, karakterisert v e d at den innbefatter kombinering av en skumdempersammensetning med nevnte brønnbehandlingsfluid i løpet av dens fremstilling, nevnte skumdempersammensetning består av polypropylenglykol, partikulært hydrofobt silika og et flytende fortynningsmiddel utvalgt fra gruppen bestående av fettsyremetylestere, olefiner som har en eller flere dobbeltbindinger, alfaolefiner, polyalfaolefiner og lineære olefiner.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at nevnte polypropylenglykol er til stede i nevnte sammensetning i en mengde i området fra ca. 20% til ca. 75% i forhold til vekten derav.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at nevnte partikulære hydrofobe silika er silikonoljebehandlet presipitert silika og er til stede i nevnte sammensetning i en mengde i området fra ca. 10% til ca. 20% i forhold til vekten derav.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at nevnte flytende fortynningsmiddel består av et olefin som har ca. 11 til ca. 14 karbonatomer og en eller flere interne dobbelbindinger og er til stede i nevnte sammensetning i en mengde i området fra ca. 10% til ca. 70% derav.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at nevnte polypropylenglykol har en molekylvekt på ca. 4000 og er til stede i nevnte sammensetning i en mengde på ca. 30% i forhold til vekten derav.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at nevnte partikulære hydrofobe silika er silikonoljebehandlet presipitert silika og er til stede i nevnte sammensetning i en mengde på ca. 16% i forhold til vekten derav.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, karakterisert ved at nevnte flytende fortynningsmiddel består av et olefin som har fra ca. 11 til ca. 14 karbonatomer og en eller flere interne dobbelbindinger og er til stede i nevnte sammensetning i en mengde på ca. 54% i forhold til vekten derav.
16. Fremgangsmåte for skumfjerning av en tidligere fremstilt stabilt skum av et brønnbehandlingsfluid, karakterisert ved at den innbefatter kombinering av en skumdempersammensetning med nevnte skummede brønnbehandlingsfluid, nevnte skumdempersammensetning består av polypropylenglykol, partikulært hydrofobt silika og et flytende fortynningsmiddel.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 16, karakterisert ved at nevnte polypropylenglykol er til stede i nevnte sammensetning i en mengde i området fra ca. 20% til ca. 75% i forhold til vekten derav.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 16, karakterisert ved at nevnte partikulære hydrofobe silika er silikonoljebehandlet presipitert silika og er til stede i nevnte sammensetning i en mengde i området fra ca. 10% til ca. 20% i forhold til vekten derav.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 16, karakterisert ved at nevnte flytende fortynningsmiddel består av et olefin som har fra ca. 11 til ca. 14 karbonatomer og en eller flere interne dobbelbindinger og er til stede i nevnte sammensetning i en mengde i området fra ca. 10% til ca. 70% derav.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 16, karakterisert ved at nevnte polypropylenglykol har en molekylvekt på ca. 4000 og er til stede i nevnte sammensetning i en mengde på ca. 30% i forhold til vekten derav.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 20, karakterisert ved at nevnte partikulære hydrofobe silika er silikonoljebehandlet presipitert silika og er til stede i nevnte sammensetning i en mengde på ca. 16% i forhold til vekten derav.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 21, karakterisert ved at nevnte flytende fortynningsmiddel består av et olefin som har fra ca. 11 til ca. 14 karbonatomer og en eller flere interne dobbelbindinger og er til stede i nevnte sammensetning i en mengde på ca. 54% i forhold til vekten derav.
NO20000011A 1999-01-04 2000-01-03 Skumdempersammensetninger og fremgangsmater NO318199B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/224,783 US6297202B1 (en) 1999-01-04 1999-01-04 Defoaming compositions and methods

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20000011D0 NO20000011D0 (no) 2000-01-03
NO20000011L NO20000011L (no) 2000-07-05
NO318199B1 true NO318199B1 (no) 2005-02-14

Family

ID=22842187

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20000011A NO318199B1 (no) 1999-01-04 2000-01-03 Skumdempersammensetninger og fremgangsmater

Country Status (5)

Country Link
US (2) US6297202B1 (no)
EP (1) EP1018354B1 (no)
CA (1) CA2292954C (no)
DE (1) DE69935843T2 (no)
NO (1) NO318199B1 (no)

Families Citing this family (65)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6234251B1 (en) * 1999-02-22 2001-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Resilient well cement compositions and methods
US6331573B1 (en) * 2000-02-29 2001-12-18 Chevron U.S.A. Inc. Increased liquid sensitivity during fischer-tropsch synthesis by olefin incorporation
US6417142B1 (en) * 2001-10-02 2002-07-09 Halliburton Energy Services, Inc. Defoaming methods and compositions
WO2003065803A2 (fr) * 2002-02-06 2003-08-14 Rhodia Chimie Utilisation d'un melange solvant / substance antimousse dans des formulations aqueuses et formulations
US20030181542A1 (en) * 2002-03-21 2003-09-25 Vijn Jan Pieter Storable water-silica suspensions and methods
US6644405B2 (en) * 2002-03-21 2003-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods
US20040224869A1 (en) * 2002-08-27 2004-11-11 Tomahawk, Inc. Defoamer for concrete admixtures
US20040152796A1 (en) * 2003-01-31 2004-08-05 Crompton Corporation Process for preparing polyurethane foams having reduced VOC emissions
US7143827B2 (en) * 2003-03-21 2006-12-05 Halliburton Energy Services, Inc. Well completion spacer fluids containing fibers and methods
US6668927B1 (en) * 2003-03-21 2003-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Well completion foamed spacer fluids and methods
US6908508B2 (en) 2003-06-04 2005-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Settable fluids and methods for use in subterranean formations
US6689208B1 (en) 2003-06-04 2004-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Lightweight cement compositions and methods of cementing in subterranean formations
US6739806B1 (en) 2003-06-13 2004-05-25 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in subterranean formations
DE10341393B3 (de) 2003-09-05 2004-09-23 Pierburg Gmbh Luftansaugkanalsystem für eine Verbrennungskraftmaschine
US7178597B2 (en) 2004-07-02 2007-02-20 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising high aspect ratio materials and methods of use in subterranean formations
US6983800B2 (en) * 2003-10-29 2006-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods, cement compositions and oil suspensions of powder
US7240732B2 (en) * 2003-10-31 2007-07-10 Halliburton Energy Services, Inc. Dispersant compositions for cement compositions and related methods
US20050109507A1 (en) * 2003-11-21 2005-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using cement compositions having long-term slurry-state stability
US7156174B2 (en) 2004-01-30 2007-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Contained micro-particles for use in well bore operations
DE102004005411A1 (de) * 2004-02-03 2005-08-18 Degussa Ag Hydrophobe Fällungskieselsäure für Entschäumerformulierungen
US7607483B2 (en) * 2004-04-19 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions comprising colloidally stabilized latex and methods of using the same
US20050241538A1 (en) * 2004-04-28 2005-11-03 Vargo Richard F Jr Methods of making cement compositions using liquid additives containing lightweight beads
US20050241545A1 (en) * 2004-04-28 2005-11-03 Vargo Richard F Jr Methods of extending the shelf life of and revitalizing lightweight beads for use in cement compositions
US6990698B2 (en) * 2004-05-12 2006-01-31 Wall Sr Daniel P UPS shippable adjustable articulating bed
US20060157244A1 (en) 2004-07-02 2006-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions comprising melt-processed inorganic fibers and methods of using such compositions
US7537054B2 (en) 2004-07-02 2009-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising high aspect ratio materials and methods of use in subterranean formations
US7150322B2 (en) * 2004-08-24 2006-12-19 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising environmentally compatible defoamers and methods of use
US6978835B1 (en) 2004-10-11 2005-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean formations
US7004256B1 (en) 2004-10-11 2006-02-28 Halliburton Energy Services, Inc. Set retarder compositions, cement compositions, and associated methods
US7219732B2 (en) * 2004-12-02 2007-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sequentially injecting different sealant compositions into a wellbore to improve zonal isolation
US20070111901A1 (en) * 2005-11-11 2007-05-17 Reddy B R Method of servicing a wellbore with a sealant composition comprising solid latex
US20070111900A1 (en) * 2005-11-11 2007-05-17 Reddy B R Sealant compositions comprising solid latex
US7488705B2 (en) * 2004-12-08 2009-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex
US7404855B2 (en) * 2005-02-04 2008-07-29 Halliburton Energy Services, Inc. Resilient cement compositions and methods of cementing
US7022755B1 (en) 2005-02-04 2006-04-04 Halliburton Energy Services, Inc. Resilient cement compositions and methods of cementing
US7373981B2 (en) * 2005-02-14 2008-05-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing with lightweight cement compositions
US7077219B1 (en) 2005-02-18 2006-07-18 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed treatment fluids and associated methods
US7390356B2 (en) * 2005-03-11 2008-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for high temperature lightweight cementing
US7398827B2 (en) * 2005-03-11 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for high temperature lightweight cementing
US7273103B2 (en) * 2005-06-03 2007-09-25 Halliburtoncenergy Services, Inc. Cement compositions comprising environmentally compatible defoaming agents and methods of use
US7670423B2 (en) * 2005-06-03 2010-03-02 Halliburton Energy Services, Inc. Cement composition comprising environmentally compatible defoaming agents and methods of use
US7687440B2 (en) * 2005-12-01 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore sealant compositions containing cationic latexes
US7694738B2 (en) * 2005-12-01 2010-04-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using wellbore sealant compositions containing cationic latexes
US7678835B2 (en) * 2006-04-10 2010-03-16 Momentive Performance Materials Inc. Low-foaming gas processing compositions and uses thereof
US7363977B2 (en) * 2006-09-28 2008-04-29 Halliburton Energy Services, Inc. Prevention of latex inversion in saltwater cement compositions for use in subterranean formations and associated methods
US7569108B2 (en) * 2006-09-28 2009-08-04 Halliburton Energy Services, Inc. Prevention of latex inversion in saltwater cement compositions for use in subterranean formations and associated compositions
US20080121104A1 (en) * 2006-11-27 2008-05-29 David George Quinn Silicone antifoam composition and method using same
US7308938B1 (en) 2007-03-07 2007-12-18 Halliburton Energy Services, Inc. Defoaming methods and compositions
US7517836B2 (en) * 2007-03-07 2009-04-14 Halliburton Energy Services, Inc. Defoaming methods and compositions
US20080280786A1 (en) * 2007-05-07 2008-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Defoamer/antifoamer compositions and methods of using same
CA2699798A1 (en) * 2007-09-14 2009-03-19 Kemira Chemicals, Inc. Environmentally compatible defoaming compositions for use in fluids
US7861782B2 (en) * 2008-07-31 2011-01-04 Halliburton Energy Services Inc. Foamed cement compositions, additives, and associated methods
DE102009010293A1 (de) * 2009-02-24 2010-09-02 Clariant International Ltd. Sammler für Verfahren zur Flotation unlöslischer Bestandteile von Kalirohsalzen
US20100212892A1 (en) * 2009-02-26 2010-08-26 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of formulating a cement composition
CN101638871B (zh) * 2009-08-19 2011-01-05 南京四新科技应用研究所有限公司 一种造纸湿部消泡剂
CN101942293B (zh) * 2010-07-21 2016-07-27 山东陆海钻采科技有限公司 一种钻井液用消泡剂
US9234415B2 (en) 2010-08-25 2016-01-12 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US8448706B2 (en) 2010-08-25 2013-05-28 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US8714248B2 (en) 2010-08-25 2014-05-06 Schlumberger Technology Corporation Method of gravel packing
US8459353B2 (en) * 2010-08-25 2013-06-11 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US8770287B2 (en) 2012-10-16 2014-07-08 Halliburton Energy Services, Inc. Defoaming agent compositions and methods of making and using same
US9321953B1 (en) 2013-11-22 2016-04-26 Fritz Industries, Inc. Well cementing
CN106133241A (zh) * 2014-03-28 2016-11-16 巴克曼实验室国际公司 消泡剂组合物和使用其的方法
US20180142175A1 (en) 2015-05-15 2018-05-24 Dow Global Technologies Llc Foam control of gas sweetening processes
CN112023452B (zh) * 2020-08-19 2022-02-11 肇庆领誉环保实业有限公司 一种生活污水处理用消泡剂及其制备方法

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3304266A (en) * 1963-05-06 1967-02-14 Dow Corning Foam control agents
US3560403A (en) 1967-08-11 1971-02-02 Union Carbide Corp Persistent antifoam compositions and methods of making same utilizing dialkylamino organosilicone fluids
US3763021A (en) 1971-05-17 1973-10-02 Dow Corning Distillation process of monomers with the addition of an antifoam composition
US4258790A (en) 1979-01-24 1981-03-31 The Western Company Of North America Well cementing method using low fluid-loss cement slurry
CA1219788A (en) 1982-04-07 1987-03-31 Ian C. Callaghan Oil gas separation
US4631145A (en) 1983-02-17 1986-12-23 Amoco Corporation Defoamer and antifoamer composition and method for defoaming aqueous fluid systems
US4780220A (en) 1987-05-26 1988-10-25 Hydra Fluids, Inc. Drilling and completion fluid
EP0339762A3 (en) 1988-04-25 1992-01-02 Baroid Technology, Inc. Defoamer composition for use in water based drilling fluids
CA1316840C (en) 1988-05-03 1993-04-27 Christopher A. Pratt Method and system for degrading a foam fluid
US5169561A (en) 1988-07-20 1992-12-08 Dow Corning Corporation Antimicrobial antifoam compositions and methods
CA1331333C (en) 1988-07-20 1994-08-09 Thomas M. Gentle Antimicrobial antifoam compositions and methods
IL95029A0 (en) 1989-07-12 1991-06-10 Gaf Chemicals Corp Low viscosity defoaming/antifoaming formulations
IL95030A0 (en) * 1989-07-12 1991-06-10 Gaf Chemicals Corp Low viscosity defoaming/antifoaming formulations
US5015273A (en) 1990-03-16 1991-05-14 Camco International Inc. Foam breaker and method
GB9011651D0 (en) 1990-05-24 1990-07-11 British Petroleum Co Plc Anti-foam additive
US5009269A (en) 1990-07-31 1991-04-23 Conoco Inc. Well cement fluid loss additive and method
CA2110523A1 (en) * 1992-12-09 1994-06-10 Samuel H. Kim Defoamer composition
ES2157308T3 (es) 1994-11-28 2001-08-16 Rhodia Chimie Sa Gel de un medio apolar, su utilizacion para la preparacion de fluidos de perforacion a base de agua.
US5547022A (en) 1995-05-03 1996-08-20 Chevron U.S.A. Inc. Heavy oil well stimulation composition and process

Also Published As

Publication number Publication date
US6297202B1 (en) 2001-10-02
DE69935843T2 (de) 2008-01-10
EP1018354B1 (en) 2007-04-18
EP1018354A1 (en) 2000-07-12
US6156808A (en) 2000-12-05
CA2292954A1 (en) 2000-07-04
DE69935843D1 (de) 2007-05-31
CA2292954C (en) 2008-06-10
NO20000011D0 (no) 2000-01-03
NO20000011L (no) 2000-07-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO318199B1 (no) Skumdempersammensetninger og fremgangsmater
CN107652961B (zh) 一种抗凝析油泡排剂及其制备方法和应用
US3710865A (en) Method of fracturing subterranean formations using oil-in-water emulsions
EP1300185B1 (en) Defoaming compositions
US7863225B2 (en) Defoaming methods and compositions
EP1078897B1 (en) Early enhanced strength cement composition
EP1888479B1 (en) Cement compositions comprising environmentally compatible defoaming agents and methods of use
US2675353A (en) Oil base drilling fluid
CN108744612B (zh) 一种矿物油消泡剂及其制备方法
GB2118202A (en) Hydrated hydroxyethyl cellulose compositions
GB2112044A (en) Invert emulsion well servicing fluids
US3634288A (en) Preparation of hydrophobic silica sol for use as antifoaming agent
US7308938B1 (en) Defoaming methods and compositions
CA2611136A1 (en) Cement compositions comprising environmentally compatible defoaming agents and methods of use
CN101942293A (zh) 一种钻井液用消泡剂的配方及加工工艺
CN111056765A (zh) 一种应用于薄层自流平砂浆的消泡剂及其制备方法
CN110960892A (zh) 一种高效水性涂料消泡剂及制备方法
CN111056784A (zh) 一种用于水合物固井的水泥浆及其制备方法
CN114517081A (zh) 一种微泡修井液及其制备方法
CN113577835A (zh) 一种有机硅组合物
CN113528109B (zh) 一种降粘剂、制备方法及其应用
CN112843797A (zh) 一种高效水性硅聚醚消泡剂的制备方法
CN114015424B (zh) 适用于高温高压井的试油泥浆
RU2332439C2 (ru) Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину
CN111944499B (zh) 一种基于硅酸锂、超细颗粒的微交联乳液固壁剂及制备方法