NO318370B1 - Reduksjon av filtreringstap og frembringelse av onsket grad av filtreringstapregulering av et bronnborings- og hjelpefluid, og et sadant fluid og anvendelse av dette - Google Patents
Reduksjon av filtreringstap og frembringelse av onsket grad av filtreringstapregulering av et bronnborings- og hjelpefluid, og et sadant fluid og anvendelse av dette Download PDFInfo
- Publication number
- NO318370B1 NO318370B1 NO19951106A NO951106A NO318370B1 NO 318370 B1 NO318370 B1 NO 318370B1 NO 19951106 A NO19951106 A NO 19951106A NO 951106 A NO951106 A NO 951106A NO 318370 B1 NO318370 B1 NO 318370B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- soluble
- salt
- filtration loss
- agent
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 78
- 238000001914 filtration Methods 0.000 title claims description 46
- 230000009467 reduction Effects 0.000 title description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 67
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 51
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 39
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 33
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 28
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 28
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims description 27
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 18
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 18
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 15
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 15
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 14
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 12
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 12
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 11
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 11
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 5
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 5
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 5
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 claims description 3
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims 1
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 44
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 23
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 12
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 7
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 7
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 7
- -1 hydroxypropyl Chemical group 0.000 description 6
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 5
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 4
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 4
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 4
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 4
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 4
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 3
- 239000001341 hydroxy propyl starch Substances 0.000 description 3
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 3
- 235000013828 hydroxypropyl starch Nutrition 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229920002148 Gellan gum Polymers 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 2
- 229920001612 Hydroxyethyl starch Polymers 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229920002310 Welan gum Polymers 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000000216 gellan gum Substances 0.000 description 2
- 235000010492 gellan gum Nutrition 0.000 description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 2
- 229940050526 hydroxyethylstarch Drugs 0.000 description 2
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 2
- XHXFXVLFKHQFAL-UHFFFAOYSA-N phosphoryl trichloride Chemical compound ClP(Cl)(Cl)=O XHXFXVLFKHQFAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 2
- SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M potassium acetate Chemical compound [K+].CC([O-])=O SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 3-(2-hydroxy-3-methoxyphenyl)-2-[2-methoxy-4-(3-sulfopropyl)phenoxy]propane-1-sulfonic acid Chemical compound COC1=CC=CC(CC(CS(O)(=O)=O)OC=2C(=CC(CCCS(O)(=O)=O)=CC=2)OC)=C1O FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- 159000000021 acetate salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 230000002538 fungal effect Effects 0.000 description 1
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000011085 pressure filtration Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 229920003051 synthetic elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000005061 synthetic rubber Substances 0.000 description 1
- 239000011882 ultra-fine particle Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
-
- 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
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/16—Clay-containing compositions characterised by the inorganic compounds other than clay
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for å redusere filtreringstap og en fremgangsmåte for å frembringe en ønsket grad av filtreringstapregulering av et brønn-borings- og hjelpefluid som bl.a. inneholder et polymert viskositetsmiddel. Oppfinnelsen gjelder også et sådant brønnborings- og hjelpefluid, og anvendelse av et partikkelformet, vannoppløselig og ytterst fint filtratreduserende middel ved forberedelse av et brønn-borings- og hjelpefluid.
Bruk av fluider for å utføre forskjellige operasjoner i borehull i olje- og gassbrønner i undergrunnen, som kommer i kontakt med en produserende formasjon, er velkjent. Således utnyttes innboringsfluider når det innledningsvis bores inn i produserende formasjoner. Kompletteringsvæsker utnyttes når det utføres forskjellige kompletterings-operasjoner i de produserende formasjoner. Overhafingsfluider utnyttes når det utføres overhalingsarbeid på tidligere kompletterte brønner.
En av disse fluiders mest viktige funksjoner er å avtette overflaten i borehullet, slik at fluid ikke tapes til formasjonen. Ideelt gjøres dette ved å avleire en filterkake av faste stoffer i fluidet over borehullets overflate uten noe tap av fast stoff til formasjonen. Med andre ord skal de faste stoffer i fluidet danne bro over formasjonsporene heller enn permanent å proppe porene. Dette er særlig viktig når det utføres horisontale bore-operasjoner inne i produserende formasjoner.
Mange leirefrie fluider er blitt foreslått for å bringes i kontakt med produksjonssonen i olje- og gassbrønner, se f.eks. de etterfølgende US-patenter nr. 3 785 438 (Jackson m.fl.), 3 872 018 (Alexander), 3 882 029 (Fischer m.fl.), 3 956 141 (Walker), 3 986 964 (Smithey), 4 003 838 (Jackson m.fl.), 4 046 197 (Gruesbeck m.fl.), 4 175 042, 4 186 803, 4 369 843 og 4 620 596 (alle i navnet Mondshine), og 4 822 500 (Dobson m.fl.).
Disse fluider inneholder vanligvis polymere viskositetsmidler, slik som visse polysakkarider eller polysakkaridderivater, polymere filtreringstapregulerende tilsetninger, slik som lignosulfonater, polysakkarider eller polysakkaridderivater, samt brodannende eller selvtettende faste stoffer. Slik som beskrevet i US-patent nr. 4 822 500 kan det polymere viskositetsmiddel og den polymere filtreringstapregulerende tilsetning samvirke i synergi for å frembringe suspensjon- og filtreringstapregulering i sådanne fluider.
Etter at brønnboringsfluidet har fullført sine ønskede oppgaver er det ønskelig å fjerne filterkaken før brønnen bringes til å produsere. Filterkaken inneholder polymere og brodannende faste stoffer som er tilstede i brønnboringsfluidet, såvel som mulige andre ikke oppløselige faste stoffer som foreligger i den. En sådan fremgangsmåte for å fjerne filterkaken er beskrevet i US-patent nr. 5 238 065. Denne fremgangsmåte består i at filterkaken bringes i kontakt med et surt saltlakefluid som inneholder visse peroksyder, i et tidsrom som er tilstrekkelig til å spalte polysakkaridpolymerene i filterkaken, og der-etter fortrinnsvis bringe filterkaken i kontakt med et fluid hvor de brodannende partikler er oppløselige.
Et formål for foreliggende oppfinnelse er å fremskaffe en fremgangsmåte hvor konsentrasjonen av de polymerer som fordres for å frembringe en ønsket grad av filtreringstapregulering for denne type fluider, kan reduseres. Videre har oppfinnelsen som formål er å frembringe brønnboringsfluider til en lavere pris og som avsetter filterkaker som inneholder de ønskede polymerkonsentrasjoner, slik at de lettere lar seg fjerne fra sidene av et borehull.
I et første aspekt av foreliggende oppfinnelse er det fremskaffet en fremgangsmåte for å redusere filtreringstap av brønnborings- og hjelpefluider som inneholder i det minste et polymert viskositetsmiddel, i det minste en polymer reguleringstilsetning mot filtreringstap og et vannoppløselig salt som selvtettende middel suspendert i en mettet saltoppløsning hvor det selvtettende middel ikke er oppløselig.
På denne bakgrunn av prinsipielt kjent teknikk har da denne fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen som særtrekk at fluidet tilsettes et partikkelformet, vannoppløselig og ytterst fint salt som filtratreduserende middel som har en partikkelstørrelsesfordeling som er slik at i det minste 90 % av partiklene i dette er mindre enn 10 um mens den gjennomsnittlige partikkelstørrelse er fra omtrent 3 til omtrent 5 um, og hvor konsentrasjonen av det ytterst fine salt som filtratreduserende middel er tilstrekkelig til å redusere filtreringstapet av fluidet.
I et annet aspekt av oppfinnelsen er det fremskaffet en fremgangsmåte for å frembringe en ønsket grad av filtreringstapregulering av et brønnborings- og hjelpefluid som inneholder i det minste et polymert viskositetsmiddel og et vannoppløselig salt som selvtettende middel suspendert i en mettet saltoppløsning hvor det selvtettende middel ikke er oppløselig, idet fremgangsmåten har som særtrekk at fluidet tilsettes i det minste en polymer reguleringstilsetning mot filtreringstap og et partikkelformet, vannoppløselig og ytterst fint salt som filtratreduserende middel som har en partikkelstørrelsesfordeling som er slik at i det minste 90 % av partiklene i dette er mindre enn 10 pm mens den gjennomsnittlige partikkelstørrelse er fra omtrent 3 til omtrent 5 um, og hvor konsentrasjonen av den polymere reguleringstilsetning mot filtreringstap er mindre enn den konsentrasjon som ville vært nødvendig for å gi den ønskede grad av filtreringstapregulering i fravær av det ytterst fine salt som filtratreduserende middel.
Videre gjelder oppfinnelsen et brønnborings- og hjelpefluid som inneholder i det minste
et polymert viskositetsmiddel, i det minste en polymer reguleringstilsetning mot filtreringstap og et vannoppløselig salt som selvtettende middel suspendert i en mettet saltoppløs-ning hvor det selvtettende middel ikke er oppløselig, idet fluidet har som særtrekk at det i tillegg omfatter fra omtrent 2,5 kg/m<3> til omtrent 85 kg/m<3> av et partikkelformet, vannopp-løselig og ytterst fint salt som filtratreduserende middel som har en partikkelstørrelses-fordeling som er slik at i det minste 90 % av partiklene i dette er mindre enn 10 um mens den gjennomsnittlige partikkelstørrelse er fra omtrent 3 til omtrent 5 pm, så sant det ytterst fine salt som filtratreduserende middel ikke er oppløselig i den vandige løsning.
Endelig gjelder oppfinnelsen anvendelse av et partikkelformet, vannoppløselig og ytterst fint filtratreduserende middel ved forberedelse av et brønnborings- og hjelpefluid som inneholder i det minste et polymert viskositetsmiddel, i det minste en polymer reguleringstilsetning og et vannoppløselig salt som selvtettende middel suspendert i en mettet saltoppløsning hvor det selvtettende middet ikke er oppløselig, og hvor nevnte ytterst fine filtratreduserende middel er et salt som har en slik partikkelstørrelsesfordeling at i det minste 90 % av partiklene i dette er mindre enn 10 pm mens den gjennomsnittlige partikkelstørrelse er fra omtrent 3 til omtrent 5 pm, idet konsentrasjonen av det ytterst fine salt som filtratreduserende middel er tilstrekkelig til å redusere filtreringstapet av fluid.
Med oppfinnelsen fører bruken av det ytterst fine salt ikke bare til en minskning av fluidtapet, men den gjør det også mulig å bruke en lavere konsentrasjon av den polymere fluidtapsregulerende tilsetning for å oppnå den samme grad av fluidtapsregulering, dvs. en reduksjon i fluidtapet sammen med en lavere polymer-konsentrasjon.
Spesielle utførelsesformer av oppfinnelsen skal nå beskrives mer detaljert. Den etter-følgende beskrivelse er imidlertid bare gitt som eksempel, idet forskjellige modifikasjoner og andre, alternative former av oppfinnelsen også er mulig.
Det er nå oppdaget at filtreringstap av visse polymerinneholdende brønnborings- og hjelpefluider, slik som dem angitt nedenfor, kan minskes ved å innlemme et partikkelformet, vannoppløselig og ytterst fint salt som filtratreduserende middel i dem, som har en partikkelstørrelsesfordeling som er slik at minst 90 % av partiklene i dette er mindre enn 10 pm og den gjennomsnittlige partikkelstørrelse er fra omtrent 3 til omtrent 5 pm. For en hvilken som helst ønsket grad av filtreringstapregulering av visse polymerinneholdende brønnborings- og hjelpefluider, kan polymerkonsentrasjonen minskes ved å innlemme i fluidene et partikkelformet, vannoppløselig og ytterst fint salt som filtratreduserende middel som har en partikkelstørrelsesfordeling som er slik at minst 90 % av partiklene i dette er mindre enn 10 pm og den gjennomsnittlige størrelse er fra omtrent 3 til omtrent 5 pm.
Nedenfor brukes uttrykket "YFFRM" i betydningen det partikkelformede, vannoppløselige, ytterst fine salt som filtratreduserende middel som har en partikkelstørrelse mindre enn 10 pm ekvivalent kulediameter og en gjennomsnittlig partikkelstørrelse fra omtrent 3 til omtrent 5 pm ekvivalent kulediameter.
Brønnborings- og hjelpefluider som denne oppfinnelse angår, inneholder i det minste ett polymert viskositetsmiddel eller suspenderende middel, i det minste en polymer filtreringstapregulerende tilsetning og et vannoppløselig brodannende middel suspendert i en vandig væske hvor det brodannende middel ikke er oppløselig, se f.eks. US-patent nr. 4 175 042 og 4 822 500.
Polymerers kolloidale egenskaper påvirker i stor grad den rolle sådanne polymerer har i brønnborings- og hjelpefluider. De har sterk affinitet for vann. De utvikler meget svell-ende geler i lave konsentrasjoner. De fleste polymerer sveller ikke så mye i saltvann som de gjør i ferskvann, men ikke desto mindre gir de slimete partikler av sådan størr-else at de motstår strømning av vann gjennom en filterkake. Disse allsidige polymerer gjør det praktisk å bruke ikke-dispersive brønnboringsfluider og hjelpefluider med lavt faststoffinnhold. Den store spredning i sammensetning og egenskaper for polymerer som brukes i brønnborings- og hjelpefluider fordrer en undersøkelse av de faktorer som inngår i utvelgelsen av en polymer for en spesiell anvendelse. Blant de faktorer som påvirker ytelsen er virkningen av temperatur, skjærkraftforhold, oppløste salter, pH og stabilitet overfor mikroorganismer. Andre faktorer som vurderes når en polymer skal velges innbefatter degraderingsletthet, håndterings- og blandeletthet, mulige virkninger på miljø og helse, og polymerens pris.
Polymere viskositetsmidler eller suspenderingsmidler som brukes i brønnborings- og hjelpefluider innbefatter visse naturgummier, syntetiske gummier (betegnet biopolymerer fordi de er produsert ved hjelp av en bakteriell virkning eller en virkning forårsaket av sopp på egnede substrater), polysakkaridderivater og syntetiske kopolymerer. Representative polymere viskositetsmidler eller suspenderingsmidler innbefatter xantangummi, welangummi, gellangummi, guargummi, hydroksyalkylguargummier, slik som hydroksy-propylguar, hydroksyetylguar, karboksymetylhydroksypropylguar, dihydroksypropylguar, o.l., celluloseetere, slik som karboksymetyl-cellulose, hydroksyetyl-cellulose, karboksy-metylhydroksyetyl-cellulose o.l., polyakrylater, etylenoksydpolymerer, o.l. De foretrukne polymere viskositetsmidler eller suspenderingsmidler er xantangummi, welangummi, gellangummi, hydroksyalkylguargummi, karboksymetyl-cellulose med høy viskositet (høy molekylvekt), og blandinger av disse, aller helst xantangummi.
Polymere filtreringstapregulerende tilsetninger som brukes i brønnborings- og hjelpefluider innbefatter pregelatisert stivelse, stivelsesderivater, cellulosederivater, lignocellu-losederivater og syntetiske polymerer. Representative stivelsesderivater innbefatter hydroksyalkyl-stivelser, slik som hydroksyetyl-stivelse, hydroksypropyl-stivelse, hydroksy-etylkarboksymetyl-stivelse, noe fornettede derivater av disse, o.l., karboksymetyl-stivelse og noe fornettede derivater av disse, kationtsk stivelse, slik som de tertiære aminoalkyl-eterderivater av stivelse, noe fornettede derivater av disse, o.l. Representative cellulosederivater innbefatter karboksymetyl-cellulose med lav molekylvekt, o.l. Representative lignocellulosederrvater innbefatter alkalimetall- og alkalinjordmetallsaiter av lignosulfon-syre og podede kopolymerer av disse. Representative syntetiske polymerer innbefatter delvis hydrolysene polyakrylamider, polyakrylater o.l. De foretrukne polymere filtreringstapregulerende tilsetninger er stivelseseterderivater, slik som hydroksyetyl-stivelse, hydroksypropyl-stivelse, dihydroksypropyl-stivelse, karboksymetyl-stivelse og kationisk stivelse samt karboksymetyl-cellulose. Den mest foretrukne polymere filtreringstapregulerende tilsetning er et stivelseseterderivat som er blitt noe fornettet eller tverrbund-et, slik som med epiklorhydrin, fosforoksyklorid, oppløselige trimetafosfater, lineære dikarboksylsyreanhydrider, N, N'-metylenbisakrylamid og andre reagenser som inneholder to eller flere virksomme grupper som er i stand til å reagere med i det minste to hydroksylgrupper. Den foretrukne fornettingsreagens er epiklorhydrin. Generelt er behandlingsområdet fra omtrent 0,005 % til 0,1 % stivelse for å gi en liten grad av fornetting på omtrent 1 tverrbinding pr. 200 - 1000 anhydroglykose-enheter.
De brodannende midler som kan utnyttes med denne oppfinnelse er velkjent på området. De er faste, partikkelformede vannløselige salter hvis partikler er blitt dimensjonert til å ha en partikkelstørrelsesfordeling tilstrekkelig til å avtette porene i formasjonene som brønnborings- og hjelpefluid kommer i kontakt med. De brodannende midler må ikke være oppløselige i den væske som brukes for å forberede fluidet. Representative vann-oppløseiige salter innbefatter natriumklorid, kaliumklorid, kalsiumklorid, natriumformat, kaliumformat, natriumbromid, kaliumbromid, kalsiumbromid, natriumacetat, kaliumacetat o.l. Det foretrukne brodannende middel er natriumklorid.
Det foretrekkes at væsken omfatter en mettet løsning av et eller flere vannoppløselige salter, slik som klorid, bromid, format (eller formiat) eller acetatsalter av natrium, kalium eller kalsium, fortrinnsvis natriumklorid, natriumbromid eller kalsiumklorid.
Det ytterst fine filtratreduserende middel (YFFRM) kan i henhold til denne oppfinnelse være et hvilket som helst fast, partikkelformet vannoppløselig salt som har den nød-vendige partikkelstørrelse og er uoppløselig i væsken som brukes for å forberede brønnborings- og hjelpefluidet. Det kan f.eks. være et brodannende middel som er blitt oppmalt til den ekstremt ultrafine partikkelstørrelse som fordres. Det foretrukne YFFRM er natriumklorid.
Konsentrasjonen av YFFRM må være tilstrekkelig til å redusere filtreringstapet av brønn-borings- og hjelpefluidet hvor det er innlemmet. Generelt vil en konsentrasjon av YFFRM på fra omtrent 2,5 kg/m<3> til omtrent 85 kg/m<3> bli brukt, fortrinnsvis på fra omtrent 5kg/m<3> til omtrent 60 kg/m<3>.
Tilsettingen av YFFRM til brønnborings- og hjelpefluidet påvirker ikke i vesentlig grad fluidets viskositet ved sirkulerende skjærhastigheter, men den lave skjærviskositet og således suspensjonsegenskapene for fluidet økes vanligvis. De tidligere kjente polymere filtratreduserende midler er hydratbare kolloider som øker fluidets viskositet ved alle skjærhastigheter.
De brønnborings- og hjelpefluider som her er beskrevet og har en ønsket grad av filtreringsregulering, kan formuleres til å inneholde mindre polymer ved å innlemme YFFRM i dem. Dette gir et fluid som har lavere viskositet ved sirkulerende skjærhastigheter, og lavere pris. I spesielle fluidsammensetninger kan polymerkonsentrasjonen reduseres med opptil omtrent 50 %. Reduksjonen i polymerkonsentrasjon gir også mer effektiv fjerning av filterkaken fra sidene av borehullet i hydrokarbonproduser-ende formasjoner. Filterkaker som inneholder mindre polymer spaltes lettere når det utnyttes polymerdegraderende forbindelser, slik som dem beskrevet i US-patent nr. 5 238 065. Dette gir redusert opprensingstid og derved lavere omkostninger for fjerning av en filterkake sammen med bruk av polymerspalteforbindelser av mindre styrke, og således lavere korrosjonsrater og reduserte korrosjonsinhibitorfordringer. Fluider med høy densitet formulert med inert vektleggende faststoff, kan oppnås på grunn av den reduserte viskositet frembragt ved de reduserte polymerkonsentrasjoner.
Disse og andre fortrinn og fordeler ved oppfinnelsen vil lett forstås av fagfolk på området etter lesing av den forutgående beskrivelse av oppfinnelsen.
For å beskrive oppfinnelsen mer fullstendig er de etterfølgende, ikke-begrensende eksempler gitt. I disse eksempler og denne beskrivelse vil de etterfølgende forkortelser og betydninger kunne bli benyttet:
API = American Petroleum Institute,
PDS = partikkelformet dimensjonert salt (NaCI),
EFHPS = epiklorhydrin-fomettet hydroksypropyl-stivelse,
UFS = ultrafint salt (NaCI),
PNK = partikkelformet natriumklorid,
fat = bW = 42 gallon barrel (159 \),
pund/fat = lb/bbl (2,86 g/l),
pund/gallon = Ib/gal (ved US-gallon: 120 kg/l),
opm = omdreininger pr. min.,
% står for vekt-%,
1/32" = 1/32 tommer (0,8 mm),
PV - plastisk viskositet i centipoise,
FG = flytegrense i pund pr. 100 kvadratfot (0,7 g/cm<2>),
Gel = 10 sek/10 min gelstyrke i pund pr. 100 kvadratfot (0,7 g/cm<2>),
LSV = Brookfield lavskjærviskositet ved 0,3 omdreininger pr. minutt i centipoise.
Plastisk viskositet, flytegrense og gelstyrker ble oppnådd ved prosedyrene spesifisert i API's Recommended Practice 13B-1. LSV ble oppnådd for fluider ved å bruke en viskositetsmåler av typen Brookfield Model LVTDV-I som har en nr. 2 spindel, ved 0,3 omdreininger pr. min. LSV angir fluidets suspensjonsegenskaper, jo større LSV, desto bedre suspensjon av faste stoffer i fluidet. Alle høytemperatur- og høytrykksfiltrasjons-data (HTHT) ble oppnådd ved hjelp av en modifisert API-filtrasjonsprøve. En API-filtra-sjonscelle for høy temperatur og med fjernbare endekasser ble således påsatt en skjerm med åpninger på 44 pm. Det tilsettes så 67,5 g dimensjonert sand for å frembringe et sandleie på 1,5 cm. Den dimensjonerte sand har partikler som er slik at all sand passer-er gjennom en sikt med åpninger på 177 pm og holdes tilbake på en sikt med åpninger på 125 pm. Fluidet som skal prøves helles langs innsidekanten av filtreringscellen for ikke å forstyrre sandleiet. Filtreringsprøven utføres så i 30 min. ved den ønskede temperatur på ca. 120° C (250° F) og en trykkforskjell på 17,59 kg/cm<2> (250 pund pr. kvadrattomme) tilført ved hjelp av nitrogen.
Saltlaken A er en 1,2 kg/l (10,0 Ib/gal) NaCI-saltlake. Saltlaken B er en 1,5 kg/l (12,5 Ib/gal) NaBr-saltlake. De partikkelformede, dimensjonerte brodannende midler av salt (NaCI) som brukes i eksemplene har partikkelstørrelsesfordelingen angitt i tabell A. Disse ble bestemt ved utnyttelse av en ALPINE Micron Air Jet Sieve. Størrelsen av siktåpningene i mikrometer (pm) for de forskjellige siktmaskestørrelser som er angitt her, er som følger: 100 masker = 149 pm, 200 masker = 74 pm, 325 masker = 44 pm, 450 masker = 32 pm og 635 masker = 20 pm. En partikkelstørrelsesbetegnelse lik +100 masker angir at partiklene er > 149 pm. En partikkelstørrelsesbetegnelse lik 100/200 masker angir at partiklene er <149 pm og >74 pm. En partikkelstørrelse lik 200/325 masker angir at partiklene er <74 pm og >44 pm. En partikkelstørrelse lik 325/450 masker angir at partiklene er <44 pm og >32 pm. En partikkelstørrelse lik 450/635 masker angir at partiklene er <32 pm og >20 pm. En partikkelstørrelse lik -635 masker angir at partiklene er <20 pm.
Den filtratreduserende tilsetning av ultrafint salt (NaCI) i henhold til denne oppfinnelse har en størrelsesfordeling slik at omtrent 90 % av partiklene har mindre enn 10 pm ekvivalent kulediameter og har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på fra omtrent 3 til omtrent 5 pm ekvivalent kulediameter. Særlig har UFS en størrelsesfordeling slik at omtrent 100 % av partiklene er mindre enn 18 pm, omtrent 91,7 % av partiklene er mindre enn 10,5 pm, omtrent 81 % av partiklene er mindre enn 7,5 pm, omtrent 62,7 % av partiklene er mindre enn 5 pm, omtrent 50 % av partiklene er mindre enn 3,75 pm, omtrent 31 % av partiklene er mindre enn 2,2 pm, omtrent 20,5 % av partiklene er mindre enn 1,5 pm og omtrent 10 % av partiklene er mindre enn 0,93 pm, mens den gjennomsnittlige partikkelstørrelse er 3,76 pm.
De partikkelformede natriumklorid prøver som ble evaluert for sammenligning med det ytterst fine natriumklorid i henhold til denne oppfinnelse har de følgende partikkel-størrelser. PNK nr. 1: 98,6 % < 37,8 pm, 84,6 % < 25,5 pm, 49,7 % < 17,1 pm, 17,6 %
< 11,5 pm, 3,2 % < 7,8 pm, mens den gjennomsnittlige partikkelstørrelse er 17,2 pm. PNK nr. 2: 99,9 % < 83,3 pm, 94,7 % < 56,1 pm, 59,7 % < 37,8 pm, 15,1 % < 25,5 pm, 0,6 % < 17,1 pm mens den gjennomsnittlige partikkelstørrelse er 35,1 pm.
EKSEMPEL I
En rekke brønnborings- og hjelpefluider ble forberedt, som hadde sammensetninger som angitt i tabell 1. Disse ble evaluert med hensyn til API-reologi, lavskjærviskositet, pH og HTHT-filtreringsegenskaper. De data som ble oppnådd er gjengitt i tabell 1.
EKSEMPEL II
En rekke brønnborings- og hjelpefluider ble forberedt hvor konsentrasjonene av polysakkarider, partikkelformede, dimensjonerte brodannende saltpartikler og det ytterst fine salt i henhold til oppfinnelsen, ble variert. Fluidene ble bedømt etter deres filtreringskarakteristikker ved høy temperatur og høyt trykk ved å bruke den her beskrevne prosedyre. De data som ble oppnådd er gjengitt i tabellene 2, 3 og 4.
De fluider som ikke inneholdt noe ytterst fint salt, slik det fordres av denne oppfinnelse, er tidligere kjente regulerende fluider. Sammenligning av data for fluider i henhold til oppfinnelsen med data for kontrollfluidene angir de lavere filtreringstap for fluidene i henhold til denne oppfinnelse eller den lavere polymerkonsentrasjon som fordres for fluider i henhold til denne oppfinnelsen for likedan filtreringstapsstyring.
EKSEMPEL 111
Brønnborings- og hjelpefluider som har sammensetningene angitt i tabell 5 ble forberedt og bedømt ut fra deres filtreringskarakteristikker ved høy temperatur og høyt trykk ved å bruke den her beskrevne prosedyre. De oppnådde data er gjengitt i tabell 5.
Sammensetninger som inneholder det ultrafine salt (UFS) av natriumklorid som filtratreduserende middel i henhold til denne oppfinnelse kan sammenlignes med partikkelformet natriumklorid som har en større partikkelstørrelsesfordeling (PNK nr. 1 og PNK nr.
2). Dataene angir klart at det ultrafine salt i henhold til denne oppfinnelse reduserer filtreringstapet mens saltprøvene som har større partikkelstørrelse ikke reduserte filtreringstapet, men til og med økte det.
TABELL 5
Fluidsammensetning: 0,94 fat saltlake A, 1,25 pund pr. fat (3,6 g/l) xantangummi, 3,75 pund pr. fat (10,7 g/l) EFHPS, med avgitte konsentrasjoner av PDS nr. 4, UFS og PNK nr. 1 og nr. 2 angitt.
Claims (11)
1. Fremgangsmåte for å redusere filtreringstap av brønnborings- og hjelpefluider som inneholder i det minste et polymert viskositetsmiddel, i det minste en polymer reguleringstilsetning mot filtreringstap og et vannoppløselig salt som selvtettende middel suspendert i en mettet saltoppløsning hvor det selvtettende middel ikke er oppløselig, karakterisert ved at fluidet tilsettes et partikkelformet, vannoppløselig og ytterst fint salt som filtratreduserende middel som har en partikkelstørrelsesfordeling som er slik at i det minste 90 % av partiklene i dette er mindre enn 10 pm mens den gjennomsnittlige partikkelstørrelse er fra omtrent 3 til omtrent 5 pm, og hvor konsentrasjonen av det ytterst fine salt som filtratreduserende middel er tilstrekkelig til å redusere filtreringstapet av fluidet.
2. Fremgangsmåte for å frembringe en ønsket grad av filtreringstapregulering av et brønnborings- og hjelpefluid som inneholder i det minste et polymert viskositetsmiddel og et vannoppløselig salt som selvtettende middel suspendert i en mettet saltoppløsning hvor det selvtettende middel ikke er oppløselig,
karakterisert ved at fluidet tilsettes i det minste en polymer reguleringstilsetning mot filtreringstap og et partikkelformet, vannoppløselig og ytterst fint salt som filtratreduserende middel som har en partikkelstørrelsesfordeling som er slik at i det minste 90 % av partiklene i dette er mindre enn 10 pm mens den gjennomsnittlige partikkelstørrelse er fra omtrent 3 til omtrent 5 pm, og hvor konsentrasjonen av den polymere reguleringstilsetning mot filtreringstap er mindre enn den konsentrasjon som ville vært nødvendig for å gi den ønskede grad av filtreringstapregulering i fravær av det ytterst fine salt som filtratreduserende middel.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, og hvor den mettede saltoppløsning forberedes ved at et eller flere oppløselige salter oppløses i vann, en naturlig saltlake eller sjøvann.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, og hvor saltet velges fra en gruppe bestående av klorid, bromid, acetat og salt dannet av natrium, kalium og kalsium, eller blandinger av disse.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, og hvor det ytterst fine salt som filtratreduserende middel utgjøres av en eller flere vannoppløselige salter som ikke er oppløselige i den mettede løsning.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, og hvor det selvtettende middel og det ytterst fine salt som filtratreduserende middel begge er natriumklorid.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, og hvor den mettede saltoppløsning er en mettet løsning av natriumklorid.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 4, 5, 6 eller 7, og hvor konsentrasjonen av det ytterst fine salt som filtratreduserende middel er fra omtrent 2,5 kg/m<3> til omtrent 85 kg/m<3>.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2, 6, 7 eller 8, og hvor det polymere viskositetsmiddel er en xantangummi, mens den polymere reguleringstilsetning mot filtreringstap er et stivelseseterderivat.
10. Brønnborings- og hjelpefluid som inneholder i det minste et polymert viskositetsmiddel, i det minste en polymer reguleringstilsetning mot filtreringstap og et vann-oppløselig salt som selvtettende middel suspendert i en mettet saltoppløsning hvor det selvtettende middel ikke er oppløselig,
karakterisert ved at fluidet i tillegg omfatter fra omtrent 2,5 kg/m<3> til omtrent 85 kg/m<3> av et partikkelformet, vannoppløselig og ytterst fint salt som filtratreduserende middel som har en partikkelstørrelsesfordeling som er slik at i det minste 90 % av partiklene i dette er mindre enn 10 pm mens den gjennomsnittlige partikkelstørrelse er fra omtrent 3 til omtrent 5 pm, så sant det ytterst fine salt som filtratreduserende middel ikke er oppløselig i den vandige løsning.
11. Anvendelse av et partikkelformet, vannoppløselig og ytterst ftnt filtratreduserende middel ved forberedelse av et brønnborings- og hjelpefluid som inneholder i det minste et polymert viskositetsmiddel, i det minste en polymer reguleringstilsetning og et vannoppløselig salt som selvtettende middel suspendert i en mettet saltoppløsning hvor det selvtettende middel ikke er oppløselig, og hvor nevnte ytterst fine filtratreduserende middel er et salt som har en slik partikkelstørrelsesfordeling at i det minste 90 % av partiklene i dette er mindre enn 10 pm mens den gjennomsnittlige partikkelstørrelse er fra omtrent 3 til omtrent 5 pm, idet konsentrasjonen av det ytterst fine salt som filtratreduserende middel er tilstrekkelig til å redusere filtreringstapet av fluid.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/217,726 US5629271A (en) | 1994-03-25 | 1994-03-25 | Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing fluids |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO951106D0 NO951106D0 (no) | 1995-03-23 |
NO951106L NO951106L (no) | 1995-09-26 |
NO318370B1 true NO318370B1 (no) | 2005-03-14 |
Family
ID=22812250
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19951106A NO318370B1 (no) | 1994-03-25 | 1995-03-23 | Reduksjon av filtreringstap og frembringelse av onsket grad av filtreringstapregulering av et bronnborings- og hjelpefluid, og et sadant fluid og anvendelse av dette |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5629271A (no) |
EP (1) | EP0673985A1 (no) |
CA (1) | CA2141078C (no) |
NO (1) | NO318370B1 (no) |
Families Citing this family (39)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5602083A (en) * | 1995-03-31 | 1997-02-11 | Baker Hughes Inc. | Use of sized salts as bridging agent for oil based fluids |
US7267291B2 (en) * | 1996-07-24 | 2007-09-11 | M-I Llc | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive |
US6786153B2 (en) * | 2002-09-19 | 2004-09-07 | Interflex Laser Engravers, Llc | Printing rolls having wear indicators and methods for determining wear of printing and anilox rolls and sleeves |
GB2315505B (en) * | 1996-07-24 | 1998-07-22 | Sofitech Nv | An additive for increasing the density of a fluid and fluid comprising such additve |
US20030203822A1 (en) * | 1996-07-24 | 2003-10-30 | Bradbury Andrew J. | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control |
GB9617834D0 (en) * | 1996-08-27 | 1996-10-09 | Verdugt Bv | Well servicing fluids |
US5804535A (en) * | 1997-06-09 | 1998-09-08 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids and methods of increasing the low shear rate viscosity thereof |
DE19840632A1 (de) * | 1998-09-05 | 2000-03-09 | Clariant Gmbh | Alkalicarboxylathaltige Bohrspülung mit verbesserten Korrosionseigenschaften |
US6502637B2 (en) * | 2000-03-27 | 2003-01-07 | Clearwater, Inc. | Treating shale and clay in hydrocarbon producing formations |
US7028771B2 (en) | 2002-05-30 | 2006-04-18 | Clearwater International, L.L.C. | Hydrocarbon recovery |
US7268101B2 (en) * | 2003-11-13 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formate based liquid gel concentrates |
CA2689630C (en) * | 2004-06-03 | 2011-11-01 | M-I L.L.C. | The use of sized barite as a weighting agent for drilling fluids |
EP1896548A1 (en) * | 2005-06-30 | 2008-03-12 | M-I L.L.C. | Fluid loss pills |
ITVA20050074A1 (it) * | 2005-12-23 | 2007-06-24 | Lamberti Spa | Riduttore di filtrato per fanghi di perforazione |
US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
US8490698B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
US8490699B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US7789146B2 (en) * | 2007-07-25 | 2010-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage gravel packing |
US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
US8119574B2 (en) * | 2007-07-25 | 2012-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries and methods |
US20090082230A1 (en) * | 2007-09-21 | 2009-03-26 | Bj Services Company | Well Treatment Fluids Containing Nanoparticles and Methods of Using Same |
MX364304B (es) | 2008-02-29 | 2019-04-22 | Texas United Chemical Company Llc | Métodos, sistemas y composiciones para el entrelazamiento controlado de fluidos de servicio de pozos. |
US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
US20120220503A1 (en) * | 2011-02-24 | 2012-08-30 | Javier Sanchez Reyes | Composition and method for treating well bore in a subterranean formation with crosslinkers polymer fluids |
US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
US20140262268A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. ("HESI") | Drilling and Completion Applications of Magnetorheological Fluid Barrier Pills |
CN103160259B (zh) * | 2013-04-03 | 2015-11-04 | 中国石油大学(华东) | 抗255℃超高温的水基钻井液及其施工工艺 |
US9695653B2 (en) * | 2013-06-03 | 2017-07-04 | Saudi Arabian Oil Company | Method of conversion of a drilling mud to a gel-based lost circulation material to combat lost circulation during continuous drilling |
US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
CN106661929B (zh) * | 2014-06-10 | 2020-04-14 | 奥伦烃私人有限公司 | 含有高温滤失控制添加剂的水基井筒维护液 |
CN114174464A (zh) * | 2019-08-02 | 2022-03-11 | 利安德巴塞尔先进聚合物公司 | 用于完井和修井操作的加重的流体损失控制丸 |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4046197A (en) * | 1976-05-03 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Well completion and workover method |
US4175042A (en) * | 1976-10-26 | 1979-11-20 | Texas Brine Corporation | Well completion and work over fluid and method of use |
US4186803A (en) * | 1976-10-26 | 1980-02-05 | Texas Brine Corporation | Well completion and work over method |
US4192756A (en) * | 1978-01-23 | 1980-03-11 | Texas Brine Corporation | Anticaking of sodium chloride and potassium chloride |
DE3584166D1 (de) * | 1985-03-28 | 1991-10-24 | Texas United Chemical Corp | Wasserloesliche bohreinheit. |
US4822500A (en) * | 1988-02-29 | 1989-04-18 | Texas United Chemical Corporation | Saturated brine well treating fluids and additives therefore |
-
1994
- 1994-03-25 US US08/217,726 patent/US5629271A/en not_active Expired - Lifetime
-
1995
- 1995-01-25 CA CA002141078A patent/CA2141078C/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-03-23 NO NO19951106A patent/NO318370B1/no not_active IP Right Cessation
- 1995-03-24 EP EP95301993A patent/EP0673985A1/en not_active Withdrawn
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2141078C (en) | 2005-12-06 |
EP0673985A1 (en) | 1995-09-27 |
US5629271A (en) | 1997-05-13 |
AU697559B2 (en) | 1998-10-08 |
AU1472395A (en) | 1995-10-05 |
CA2141078A1 (en) | 1995-09-26 |
NO951106L (no) | 1995-09-26 |
NO951106D0 (no) | 1995-03-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO318370B1 (no) | Reduksjon av filtreringstap og frembringelse av onsket grad av filtreringstapregulering av et bronnborings- og hjelpefluid, og et sadant fluid og anvendelse av dette | |
CA2239585C (en) | Well drilling and servicing fluids and methods of increasing the low shear rate viscosity thereof | |
CA2178767C (en) | Brine fluids having improved rheological characteristics | |
CA1316340C (en) | Saturated brine well treating fluids and additive therefor | |
EP0845520B1 (en) | Stabilized fluids containing soluble zinc | |
EP0726302B1 (en) | Low solids, high density fluids | |
CA2178766C (en) | Control of the fluid loss of well drilling and servicing fluids | |
NO329904B1 (no) | Borefluid og vedlikeholdsfluid, fremgangsmate for deres fremstilling samt deres anvendelse | |
US6133203A (en) | Drilling fluids and additives therefor | |
AU2005232246B2 (en) | Method of increasing the low shear rate viscosity of well drilling and servicing fluids containing calcined magnesia bridging solids, the fluids and methods of use | |
US7211546B2 (en) | Method of increasing the low shear rate viscosity of well drilling and servicing fluids containing calcined magnesia bridging solids, the fluids and methods of use | |
GB2085048A (en) | Method of Producing a Homogeneous Viscous Well Servicing Fluid Within a Borehole and Well Servicing Fluid Compositions | |
CA2218205A1 (en) | Well drilling and servicing fluids and methods of reducing fluid loss and polymer concentration thereof | |
AU715752B2 (en) | Well drilling and servicing fluids and methods of reducing fluid loss and polymer concentration thereof | |
CA1156551A (en) | Well completion and workover method | |
US20060079405A1 (en) | Well drilling and servicing fluids with magnesia bridging solids and methods of drilling, completing and working over a well therewith |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |