NO318199B1 - Skumdempersammensetninger og fremgangsmater - Google Patents
Skumdempersammensetninger og fremgangsmater Download PDFInfo
- 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
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 113
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 title claims description 15
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 82
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 41
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 claims abstract description 27
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 24
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 44
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 claims description 29
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 18
- 229920002545 silicone oil Polymers 0.000 claims description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 10
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims description 8
- 235000019387 fatty acid methyl ester Nutrition 0.000 claims description 7
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 39
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 20
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 150000002009 diols Chemical class 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- -1 ethoxylated alcohol sulfate Chemical class 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 description 1
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N tributyl phosphate Chemical compound CCCCOP(=O)(OCCCC)OCCCC STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/02—Foam dispersion or prevention
- B01D19/04—Foam dispersion or prevention by addition of chemical substances
- B01D19/0404—Foam dispersion or prevention by addition of chemical substances characterised by the nature of the chemical substance
-
- 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
- Y10S507/901—Organically modified inorganic solid
-
- 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
- Y10S507/906—Solid inorganic additive in defined physical form
-
- 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
- Y10S507/921—Specified 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.
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)
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)
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 |
-
1999
- 1999-01-04 US US09/224,783 patent/US6297202B1/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-12-17 CA CA002292954A patent/CA2292954C/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-12-23 DE DE69935843T patent/DE69935843T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1999-12-23 EP EP99310473A patent/EP1018354B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-01-03 NO NO20000011A patent/NO318199B1/no unknown
- 2000-01-04 US US09/477,580 patent/US6156808A/en not_active Expired - Lifetime
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 |