NO318429B1 - Fluid for anvendelse i olje- og gassbronnoperasjoner, samt additiv derfor - Google Patents
Fluid for anvendelse i olje- og gassbronnoperasjoner, samt additiv derfor Download PDFInfo
- Publication number
- NO318429B1 NO318429B1 NO19960500A NO960500A NO318429B1 NO 318429 B1 NO318429 B1 NO 318429B1 NO 19960500 A NO19960500 A NO 19960500A NO 960500 A NO960500 A NO 960500A NO 318429 B1 NO318429 B1 NO 318429B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- starch
- additive
- group
- mixtures
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 74
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims description 56
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 98
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 58
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 39
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 33
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 33
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 32
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 32
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 31
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 28
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 28
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 27
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 24
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 23
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 claims description 21
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 21
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 18
- 239000000872 buffer Substances 0.000 claims description 16
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 claims description 13
- -1 dihydroxypropyl Chemical group 0.000 claims description 13
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 13
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 11
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 claims description 8
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 claims description 7
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 claims description 6
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 claims description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 5
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 5
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000001341 hydroxy propyl starch Substances 0.000 claims description 5
- 235000013828 hydroxypropyl starch Nutrition 0.000 claims description 5
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 claims description 5
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 4
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 claims description 4
- 229920001612 Hydroxyethyl starch Polymers 0.000 claims description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 3
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 claims description 3
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 3
- 229940050526 hydroxyethylstarch Drugs 0.000 claims description 3
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 claims description 3
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims description 3
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims description 2
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims description 2
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 claims description 2
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 2
- TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N levoglucosan Chemical group O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]2CO[C@@H]1O2 TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N 0.000 claims description 2
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical group [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UGZADUVQMDAIAO-UHFFFAOYSA-L zinc hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Zn+2] UGZADUVQMDAIAO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229940007718 zinc hydroxide Drugs 0.000 claims description 2
- 229910021511 zinc hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 claims description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims 1
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 27
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 15
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 description 15
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 10
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 9
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 6
- 229920002261 Corn starch Polymers 0.000 description 5
- 239000008120 corn starch Substances 0.000 description 5
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 4
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 4
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical class OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 239000004964 aerogel Substances 0.000 description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- CXHHBNMLPJOKQD-UHFFFAOYSA-N methyl hydrogen carbonate Chemical class COC(O)=O CXHHBNMLPJOKQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 229920001592 potato starch Polymers 0.000 description 3
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007832 Na2SO4 Substances 0.000 description 2
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical group 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 2
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002198 insoluble material Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- XHXFXVLFKHQFAL-UHFFFAOYSA-N phosphoryl trichloride Chemical compound ClP(Cl)(Cl)=O XHXFXVLFKHQFAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M potassium acetate Chemical compound [K+].CC([O-])=O SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000015320 potassium carbonate Nutrition 0.000 description 2
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 2
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 description 2
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 2
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- KPZGRMZPZLOPBS-UHFFFAOYSA-N 1,3-dichloro-2,2-bis(chloromethyl)propane Chemical compound ClCC(CCl)(CCl)CCl KPZGRMZPZLOPBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-hydroxypropoxy)propoxy]propan-1-ol Chemical compound CC(O)COC(C)COC(C)CO LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 3-(2-hydroxy-3-methoxyphenyl)-2-[2-methoxy-4-(3-sulfopropyl)phenoxy]propane-1-sulfonic acid Chemical class 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
- VXEGSRKPIUDPQT-UHFFFAOYSA-N 4-[4-(4-methoxyphenyl)piperazin-1-yl]aniline Chemical compound C1=CC(OC)=CC=C1N1CCN(C=2C=CC(N)=CC=2)CC1 VXEGSRKPIUDPQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000604 Ferrochrome Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 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
- 241000710013 Lily symptomless virus Species 0.000 description 1
- 240000003183 Manihot esculenta Species 0.000 description 1
- 235000016735 Manihot esculenta subsp esculenta Nutrition 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 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
- 244000061456 Solanum tuberosum Species 0.000 description 1
- 235000002595 Solanum tuberosum Nutrition 0.000 description 1
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 1
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 1
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 1
- 238000005903 acid hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000002535 acidifier Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 125000005263 alkylenediamine group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000001414 amino alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 1
- 229940087373 calcium oxide Drugs 0.000 description 1
- YLUIKWVQCKSMCF-UHFFFAOYSA-N calcium;magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[Mg+2].[Ca+2] YLUIKWVQCKSMCF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000001212 derivatisation Methods 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 125000001033 ether group Chemical group 0.000 description 1
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 229920000578 graft copolymer Chemical class 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000004502 linear sweep voltammetry Methods 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 150000004885 piperazines Chemical class 0.000 description 1
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 230000001698 pyrogenic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 239000012066 reaction slurry Substances 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000005049 silicon tetrachloride Substances 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M sodium fluoride Chemical compound [F-].[Na+] PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M 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
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 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
- C09K8/14—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
- 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
-
- 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
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
- C09K8/10—Cellulose 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
- 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
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)
- Lubricants (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører et fluid for anvendelse i forskjellige olje- og gassbrønnoperasjoner nede i brønnen.Oppfinnelsen vedrører også et additiv for fremstilling av fluidet.
I boringen av borehull som penetrerer underjordiske formasjoner, sirkuleres vanligvis borefluider gjennom borehullene for å fjerne borekaks derfra og for å utføre andre formål.
De fleste borefluider omfatter oppslemmede partikler av hydratisert leire i vann og vektmaterialer slik som barytt kombineres ofte med borefluidene for å øke tettheten derav. Forskjellige additiver er også vanlig å anvende i borefluider for å gi dem "de ønskede egenskaper, slik som å tilveiebringe lavt filtreringstap fra borefluidene til underjordiske formasjoner som de er i kontakt med. Når et borehull penetrerer en underjordisk formasjon som inneholder ønskede hydrokarbon-fluider kan imidlertid uløselige materialer i- borefluidet slik som leire og barytt være ødeleggende for formasjonen.
Det vil si at en filterkake eller kappe av et slikt uoppløse-lig material kan dannes på overflaten av formasjonen og noen faste stoffer i filterkaken kan penetrere inn i formasjonen som i sin tur kan resultere i en permanent reduksjon av for-masjonens permeabilitet og evne til å produsere hydrokarbo-ner.
For å unngå skader på produksjonsformasjoner under boring og komplettering av borehull som penetrerer slike formasjoner og under påfølgende utførte overhalingsprosedyrer, er ikke-skadelige saltoppløsninger hittil anvendt i stedet for borefluider som inneholder uoppløselige faste stoffer. Saltopp-løsningene er ikke-skadelige fordi saltene som de inneholder, som gir tetthet til saltoppløsningene, er oppløste, og ingen faste stoffer er derved i kontakt med formasjonen. Fordi slike bore-, kompletterings- og overhalingssaltoppløsninger ikke inneholder oppløste faste stoffer, omtales de vanligvis som"klare saltoppløsninger".
I arbeider som utføres i borehull som penetrerer underjordiske formasjoner inneholdende' fluider under høye trykk, må de anvendte saltoppløsninger ha meget høye tettheter, f.eks. tettheter i området fra omtrent 1.078 g/l (9,0 pund per gallon) til 2.576 g/l (21,5 pund per gallon), for å unngå at overtrykksfluidene blåses ut fra borehullet. Disse salt-oppløsningene inneholder typisk KCl, NaCl, CaCl2, NaBr, CaBr2, ZnCl2og ZnBr2, eller kombinasjoner av slike salter, og er relativt dyre.
På grunn av de høye kostnader med bore-, kompletterings- og overhalingssaltoppløsninger med høy .tetthet, gjenvinnes de vanligvis, filtreres og anvendes om igjen i brønnservice-arbeider. Tapet av slike saltoppløsninger er dyrt og uønsket og som et resultat har prosedyrer og additiver for å redusere filtreringstap hittil.vært anvendt med høytetthetssaltopp-løsninger. Disse omfatter å øke viskositeten til saltopp-løsningene ved å kombinere hydratiserbare viskositetsøkere med dem slik som hydroksyetylcellulose og avledede polysakka-rider. Selv om det å kombinere slike viskositetsøkere med høytetthetssaltoppløsninger har resultert i reduksjon av filtreringstap, er ulempene at relativt store mengder visko-sitetsøkere er påkrevet, idet man ofte støter på vanskelig-heter med å oppløse og hydratisere viskositetsøkerne i høy-tetthetssaltoppløsninger, spesielt saltoppløsninger som inneholder sinkbromider, og viskositeten som er oppnådd går ofte tapt eller reduseres kraftig når saltoppløsningene anvendes i omgivelser med relativt høy temperatur eller lav pH-verdi.
Fra US patentene 4.175.042 og 4.822.500 er det kjent bore-, overhalings- og kompletteringsfluider som omfatter en mettet saltoppløsning hvori et vannoppløselig salt, som ikke er opp-løselig i den mettede saltoppløsningen, og med et bestemt størrelsesområde, oppslemmes i den mettede saltoppløsningen sammen med egnede polymeriske viskositetsadditiver og suspensjonsadditiver og egnede midler for å kontrollere filtreringstapet.. Typiske mettede saltoppløsninger kan inneholde ett eller flere salter slik som KCl, NaCl, CaCl2, ZnCl2, KBr, NaBr, CaBr2, ZnBr2, Na2S04, Na2C03, K2C03og NaHC03. Typiske vannoppløselige, partikkeldimensjonerte salter er KCl, NaCl, CaCl2, CaBr2, Na2S04, Na2C03, K2C03og NaHC03. Typiske visko- sitets- og suspensjonsadditiver er: xantangummi, cellulose-etere og guargummiderivater. Typiske, additiver for å kontrollere filtreringstap er: kalsium, krom eller ferrokrom-lignosulfonater, karboksymetylcellulose og stivelser slik som mais, potet og tapioka og deres derivater. Fra US patent 4..822.500 er det kjent at xantangummi og en spesiell epiklorhydrin-fornettet hydroksypropylstivelse kombinerer synergis-tisk i den mettede saltoppløsningen og gir utmerket suspensjon og filtreringstapkontroll. Slike fluider er ytterst gunstige og er et foretrukket fluid for boring i hydrokarbon-bærende formasjoner, slik som i "horisontalboring".
Det er nå funnet at fluider med lavt faststoffinnhold og høy tetthet som har utmerkede reologiske og filtreringsegenskaper og god termisk stabilitet tilveiebringes ved fluidet ifølge oppfinnelsen slik det er definert med de i kravene anførte trekk.
Fluidene i henhold til den foreliggende oppfinnelse omfatter en saltoppløsning, en amorf silikaviskositetsøker, et additiv for kontroll av filtreringstap og et selvtettingsmiddel.Valgfritt, men foretrukket, inneholder fluidene også en alkalisk buffer og et polart additiv med lav molekylvekt som beskrives nærmere heri.
Fluidene med lavt faststoffinnhold og høy tetthet i henhold til oppfinnelsen er anvendelige som borefluider for olje og gass, spesielt når det bores i hydrokarboninneholdende formasjoner, overhalingsfluider og kompletteringsfluider. Fluidene har utmerkede filtreringsegenskaper og gir svært tynne filterkaker. Dette gir filterkaker som er enklere å fjerne, enklere brønnopprensing og bedre hydrokarbonproduksjon. Den utmerkede lav-skjærhåstighetsviskositet (reologiske egenskaper) til fluidene gir utmerket suspensjon og hullrense-egenskaper.1henhold til en annen utførelse av oppfinnelsen, tilveiebringes et additiv med de i kravene anførte trekk for fremstilling av et fluid for anvendelse i olje- og gassbrønn-operasj oner.
Fluidet inneholder en -saltoppløsning hvor det er oppløst et salt valgt fra gruppen bestående av kalsiumbromid, sinkbromid og blandinger derav, og eventuelt i tillegg ett eller flere vannoppløselige salter, idet saltoppløsningen har en tetthet fra omtrent 1.500 kg/m<3>til omtrent 2.400 kg/m<3>, additivet omfatter en røksilika og et selvtettingsmiddel hvori vektforholdet mellom selvtettingsmiddel og røksilika er fra omtrent2til omtrent 20, og eventuelt en alkalisk buffer i et vektforhold mellom buffer og røksilika fra omtrent 0,03 til omtrent 2,5.
Fluidene i henhold til oppfinnelsen omfatter en amorf silika-viskositetsøker, et additiv for kontroll av filtreringstap og et selvtettingsmiddel dispergert eller suspendert i en salt-oppløsning {dvs. en vannholdig væske hvor det er oppløst ett eller flere vannoppløselige salter).
Saltoppløsningen inneholder et salt valgt fra gruppen bestående av kalsiumbromid, sinkbromid og blandinger derav. En slik saltoppløsning kan også ha andre vannoppløselige salter oppløst deri. Konsentrasjonen av kalsiumbromid, sinkbromid og andre vannoppløselige salter kan være enhver kon-sentrasjon opp til metning i saltoppløsningen. Vanligvis vil tettheten av saltoppløsningen være fra omtrent1560kg/m<3>(13lbm/gal) til omtrent 2400 kg/m<3>(20 lbm/gal). Som nevnt i det foregående er slike saltoppløsninger velkjente innen området. Tilgjengelig i handelen er en kalsiumbromidsaltopp-løsning med en tetthet på 1704 kg/m<3>(14,2 lbm/gal), en kalsiumbromid/ sinkbromidsaltoppløsning med en tetthet på 2304 kg/m<3>(19,2 lbm/gal) og kombinasjoner av disse saltoppløs-ningene med andre saltoppløsninger eller vannoppløselige salter.
Den amorfe silikaviskositetsøker, som kjent og alminnelig anvendt innen teknikken, utvinnes enten ved en væskefase eller en dampfremgangsmåte. Silika oppnådd ved dampfrem-gangsmåten kalles røksilika eller pyrogene silika. Produkter oppnådd ved væskefremgangsmåten kategoriseres som silikageler og presipiterte silika. Det er således tre forskjellige typer syntetisk silika på markedet: 1. Pyrogene silika Pyrogene silika eller røksilika fremstilles ved at silisium-tetrakloriddamp reagerer med oksygen og hydrogengass ved høye temperaturer. Disse produktene har store ytre overflateom-råder og skiller seg fra andre silika (f.eks. geler, presipiterte silika) fremstilt ved væskefasefremgangsmåten. Cabot og DeGussa er to leverandører av pyrogene silika.
2. Silikageler
Silikageler er av to typer: hydrogeler og aerogeler. Hydrogeler fremstilles ved at et oppløselig silikat slik som natriumsilikat reagerer med sterk svovelsyre. Gelen vaskes fri for salt, tørkes, mikroniseres og klassifiseres deretter. Aerogeler fremstilles fra ubehandlede hydrogeler ved å er-statte deres vanninnhold med en alkohol. Alkoholen gjenvinnes så ved å varme gelen i en autoklav.
Aerogeler er lettere og luftigere enn hydrogeler fordi krymp-ingen av gelstrukturen unngås under tørkeprosessen. Geler har meget store overflatearealer, vanligvis i området 3 00-1000m<2>/g og høye porøsiteter. Silikageler selges f.eks. av W.R. Grace and Company under handelsnavnet "Syloid", avMonsanto under handelsnavnet "Santocel", og avGlidden under handelsnavnet "Silicron".
3. Presipiterte silika
Presipiterte silika fremstilles ved destabiliseringen og presipiteringen av silika fra oppløselig silikat ved tilsetning av en mineralsyre og/eller sure gasser. Reaktantene omfatter således et alkalimetallsilikat og en mineralsyre,
slik som svovelsyre eller et surgjørende middel slik som C02.
Når det syredannende middelet tilsettes til alkalimetallsilikat et ved et visst punkt i fremgangsmåten, begynner silika å presipitere. Tilsetningen av det syredannende middelet opp-rettholdes inntil M20 av alkalimétallsilikatet (M er alkalimetall} av den endelige silika er mindre enn omtrent1vekt%. Som en generell regel tilsettes således det syredannende middel til alkalimétallsilikatet for å nøytralisere alkali-delen som er bundet til silikatanionet. Reaksjonsslurryen filtreres og reaksjonsbiproduktet vaskes vekk, som er alkali-metallsaltet av det syredannende middel. Filterkaken tørkes og males for å oppnå en silika med ønsket finhetsgrad.
For at silika skal være et effektivt tykningsmiddel må det være av en fin størrelse. Med fin størrelse menes det at silikaen må være i et partikkelstørrelsesotnråde på mindre enn100 nm. Disse silikamaterialene kan enten være av en liten partikkelstørrelse fra begynnelsen av eller de kan lett deaggregere eller nedbrytes til denne lille partikkelstørrelsen når de blandes inn i væsken som skal fortykkes. Meget anvendelige silikatykningsmidler har vanligvis vært fremstilt ved pyrogene teknikker. Disse silika er det termiske nedbryt-ningsprodukt av silikatetraklorid. En viktig egenskap til disse pyrogene silikamaterialer er at de er løst aggregert til omtrent en størrelse på 0,5 til 5/xm, men som enkelt de-aggregerer til partikler med størrelser mindre enn 10 0 nm når de blandes inn i en væske.
Silikatykningsmidler er også fremstilt ved aerogelfremgangs-måter. Disse er vanligvis ikke like gode til å fortykke væsker som pyrogene silika.
Fra US patent nr. 4,216,113 er det kjent en modifisert hydro-gelfremgangsmåte som fremstiller silikatykningsmidler med et partikkelstørrelsesområde fra 0,5 til 5/im. Under konvensjo-nell blanding er det enkelt å deaggregere til partikkelstørr-elser på mindre enn 100 nm. En kommersielt tilgjengelig pre-sipitert silikaviskositetsøker er HI-SIL T-600, et produkt fra PPG Industries, Inc. Det har en gjennomsnittlig endelig partikkelstørrelse på 21 nm og gjennomsnittlig agglomere-ringsstørrelse på 1,6fim.
De pyrogene røksilika er foretrukne.
Polymere additiver for kontroll av filtreringstap som anvendes i bore- og hjelpefluider er såkalte vannoppløselige polymerer som omfatter forgelatinert stivelse, stivelsesderivater, cellulosederivater, lignocellulosederivater og syntetiske polymerer. Representative stivelsesderivater omfatter: hydroksyalkylstivelser slik som hydroksyetylstivelse, hydroksypropylstivelse, hydroksypropylkarboksymetylstivelse, de svakt fornettede derivater derav og lignende, karboksymetylstivelse og de svakt fornettede derivater derav, kationiske stivelser slik som tertiære aminoalkyleterderivater av stivelse, de svakt fornettede derivater derav og lignende. Representative cellulosederivater omfatter karboksymetylcellulose med lav molekylvekt og lignende." Representative lignocellulosederivater omfatter alkalimetall- og jordalkali-metallsalter av lignosulfonsyre og podede kopolymerer derav. Representative syntetiske polymerer omfatter vinylsulfonatko-polymerer og polymerer som inneholder andre sulfonatmono-merer.
De foretrukne polymere additiver for kontroll av filtreringstap anvendt i den foreliggende oppfinnelse er stivelseseter-derivater slik som hydroksyetylstivelse, hydroksypropylstivelse, dihydroksypropylstivelse, karboksymetylstivelse, hydroksyalkylkarboksymetylstivelse og kationiske stivelser, og de svakt fornettede derivater av disse stivelsesetere. Mest foretrukket er det polymere additivet som kontrollerer filtreringstap et stivelseseterderivat som har blitt svakt fornettet, slik som epiklorhydrin, fosforoksyklorid, oppløse-lige trimetafosfater, rettkjedete dikarboksylsyreanhydrider, N^-metylenbisakrylamid, og andre reagenser som inneholder to eller flere funksjonelle grupper som er i stand til å reagere med minst to hydroksylgrupper. Den foretrukne fomet-ningsreagensen er epiklorhydrin. Vanligvis er behandlings-nivået fra omtrent 0,005 % til 0,1 % av stivelsen for å gi en liten grad av fornetning av omtrent 1 fornetning pr. 200 til1000anhydroglukoseenheter. Fornetningen kan foregå før eller etter at stivelsen er derivatisert. I tillegg kan stivelsen modifiseres ved syrehydrolyse eller enzymhydrolyse for å gi en stivelsespolymer med lavere molekylvekt for deri-vatisering. Slike stivelsespolymerer er velkjente innen teknikken. Boken med tittel "Modified Starches: Properties and Uses" av O.B. Wurzburg, 1986 (CRC Press, Inc., Boca Raton, Florida, U.S.A.) er en utmerket kilde for informasjon i fremstillingen av stivelsesderivater.
Selvtettingsmidlene ("bridging agents") som er anvendelige i denne oppfinnelse er velkjente innen teknikken. De er faste, partikkelformede vannoppløselige salter eller syreoppløselige materialer hvor partiklene er dimensjonert til å ha en par-tikkelstørrelsesfordeling som er tilstrekkelig til å tette igjen porene i formasjonene som er i kontakt med bore- og hjelpefluidet. Selvtettingsmiddelet må ikke være vesentlig oppløselig i væsken som anvendes for å danne fluidet. Typiske vannoppløselige salter omfatter natriumklorid, kaliurnklorid, kalsiumklorid, natriumformiat, kaliumformiat, natriumbromid, kaliumbromid, kalsiumbromid, natriumacetat, kaliumacetat og lignende.
Typiske syreoppløselige materialer omfatter kalsium, dolomitt (kalsium/magnesiumkarbonat), jernkarbonat og andre karbona-ter. De foretrukne selvtettingsmidler er natriumklorid og kalsiumkarbonat.
Partikkelstørrelsesfordelingen av selvtettingsmiddelet må være tilstrekkelig til å overbygge og tette igjen porene i den underjordiske formasjonen i kontakt med fluidet. Som kjent fra US patent nr. 4,175,042 er vanligvis et foretrukket partikkelstørrelsesområde fra omtrent 5/im til omtrent 800 /im der mere enn omtrent 5 vekt% av partiklene er grovere enn 44/im. Det er imidlertid funnet at tilsetning av et ekstra selvtettingsmiddel med partikkelstørrelse slik at minst90% av partiklene derav er mindre enn 10 /tm og den gjennomsnitt-lige partikkelstørrelse er fra omtrent3til omtrent 5/im, nedsetter filtreringstapet av fluidene i henhold til oppfinnelsen og reduserer konsentrasjonen av polymer påkrevd for å gi den ønskede grad av filtreringstapkontroll til fluidene i henhold til oppfinnelsen.
Når selvtettingsmiddelet er vannoppløselig, er det foretrukket at saltoppløsningen er mettet med hensyn til selvtettingsmiddelet, eller i det minste vesentlig mettet slik at mindre enn 10 vekt% av selvtettingsmiddelet er oppløst i saltoppløsningen.
Eventuelt, men foretrukket, inneholder fluidene i henhold til oppfinnelsen en alkalisk buffer og et polart additiv med lav molekylvekt.
Den alkaliske buffer kan være ethvert alkalisk partikkelformet material med en lav vannoppløselighet som vil reagere med syrer for å nedsette surheten av fluidene. Representative alkaliske buffere er magnesiumoksyd, kalsiumoksyd, sinkoksyd, kalsinert dolomitt, magnesiumhydroksyd, kalsiumhydroksyd, sinkhydroksyd, lesket dolomittisk kalk (kalsium/magnesiumhydroksyd ) , og lignende. Fluidene ifølge oppfinnelsen, bør ha pH-verdier i området fra omtrent 3,0 til omtrent 8,0. Saltoppløsninger som inneholder sinkbromid bør ha en pH-verdi som er mindre enn omtrent 6,0, som er velkjent innen teknikken. Selv om de virkelige pH-verdier av sterkt^konsentrerte saltoppløsninger ikke kan avleses nøyaktig ved å anvende et pH-meter, kan de relative pH-verdier til flere forskjellige sterkt konsentrerte saltoppløsninger sammenlignes nøyaktig. De målte pH-verdier til slike sterkt konsentrerte oppløsning-er blir således en pålitelig kontrollmetode for å bestemme den relative surnet av de involverte fluider. De målte pH-verdier bestemmes med et standard pH-meter, der elektroden settes ned i løsningen som skal måles. Som anvendt heri, refererer uttrykket "målt pH" til pH-verdier bestemt ved den foregående måte. Der det er nødvendig å justere den målte pH-verdi, kan justeringen utføres i alt vesentlig ved et hvilket som helst tidspunkt.
De polare additiver med lav molekylvekt som er anvendelige i forbindelse med oppfinnelsen har en molekylvekt som er mindre enn omtrent 400 og inneholder en eller flere polare grupper pr. molekyl valgt fra gruppen bestående av hydroksyl, amino, og blandinger derav. Disse omfatter alkoholer, alkylenglykoler, polyalkylenglykoler, alkyletere av alkylenglykoler og polyalkylenglykoler, aminer, alkylendiaminer, polyal-kylenpolyaminer, piperaziner, aminoalkoholer og lignende. De foretrukne additiver har den empiriske formel
hvori a er et helt tall fra 1 til omtrent 5, og Z er et radikal valgt fra gruppen bestående av H, og (0Cb<H>2b)n<0>R, hvori b er 2, 3, eller blandinger derav, n er et helt tall fra 0 til omtrent 3, R er et radikal valgt fra gruppen bestående av H, Cx<H>2x+1, og Cy<H>2y+1C0, hvori x er et helt tall fra 1 til 5, og y er et helt tall fra1til 3. Foretrukket er a = 2 eller 3 og Z = {0CbH2b)nOR. Det er således foretrukket at det vann-oppløselige hydroksyinneholdende polare additiv inneholder minst to hydroksylgrupper eller minst en hydroksylgruppe og minst en etergruppe eller radikal innen sin molekylstruktur.
De polare additiver kan ha flere funksjoner i fluidene i henhold til oppfinnelsen. De polare additiver kan tjene til å
fjerne (reagere med) oppløst oksygen i fluidene, de kan tjene til å danne bindinger mellom overflatehydroksyler på partiklene til silikaviskositetsøkeren, og de kan tjene til å akti-
vere eller foroppløse de polymere additiver for kontroll av filtreringstap i saltoppløsninger som inneholder sinkbromid.
Konsentrasjonene til additivene i fluidene i henhold til oppfinnelsen er som følger:
De foretrukne fluider i henhold til oppfinnelsen kjennetegnes ved at de har en lav-skjærviskositet (LSV (Low Shear Viscosi-ty)) på minst 3000 centipoise, et spruttap som ikke er større enn 2 cm<3>, og et 3 0 minutters filtreringstap som er mindre enn10cm<3>. Lav-skjærviskositeten (LSV) til formål i forbindelse med denne oppfinnelsen oppnås ved å anvende etBrookfield Model LVTDV-I viskosimeter med en nummer 2 eller 3 spindel ved 0,3 omdreininger pr. minutt (skjaerhastighet på0,063sek"<1>). LSV angir fluidets suspensjonsegenskaper, jo større LSV desto bedre suspensjon av faste stoffer i fluidet. Spruttap og filtreringstap for formål i henhold til oppfinnelsen oppnås ved hjelp av en modifisert API filtreringsprøve. Til en API filtreringscelle for høy temperatur og med fjernbare endekasser settes det således en sikt med åpninger på 44fim. Det tilsettes så 67,5 g dimensjonert sand for å frembringe et sandleie på 1,5 cm. Den dimensjon-erte sand har en partikkel slik at all sand passerer gjennom en sikt med åpninger på 177fim og holdes tilbake på
en sikt med åpninger av 125fim. Fluidet som skal prøves helles langs innsidekanten .av filtreringscellen for ikke å forstyrre sandleiet. Filtreringsprøven utføres så 3 0 minutter ved den ønskede temperatur på 79,4°C ved en trykkforskjell på17,59 kg/cm<2>tilveiebrakt ved nitrogen. Spruttapet måles som mengde fluid som drives ut fra filtreringscellen inntil strømmen av fluid er redusert til dråper. Filtreringstapet måles som den totale mengde fluid samlet opp på 3 0 minutter.
Fluidene i henhold til oppfinnelsen kan fremstilles ved å blande sammen saltoppløsning, additiv for kontroll av filtreringstap, silika, selvtettingsmiddel, alkalisk buffer og polart additiv i hvilken som helst rekkefølge. Det er imidlertid foretrukket at additivet for kontroll av filtreringstap hydratiseres i en saltoppløsning med en tetthet på mindre enn omtrent 1560 kg/m<3>som inneholder det polare additiv, om tilstede. Deretter blandes den resterende saltoppløsning med en tetthet som er påkrevet for å oppnå et fluid med den ønskede tetthet, silika, selvtettingsmiddel, alkalisk buffer, hvis anvendt, og et hvilket som helst ekstra polart additiv sammen.
Som nevnt tidligere er en annen utførelse av oppfinnelsen å tilveiebringe et additiv for fluidene som angitt heri, idet additivet omfatter røksilika med en maksimal partikkelstørr-else i området på mindre enn 100 nm og et selvtettingsmiddel som angitt heri i et vektforhold mellom selvtettingsmiddel og røksilika fra omtrent 2 til omtrent 20. Additivet kan eventuelt inneholde en alkalisk buffer som angitt heri i et vektforhold mellom alkalisk buffer og røksilika fra omtrent 0,03 til omtrent 2,5.
Fluidene i henhold til oppfinnelsen kan således foretrukket fremstilles ved å dispergere additivet for kontroll av filtreringstap i en saltoppløsning med en tetthet som er mindre enn omtrent1560 kg/m<3>, inneholdende det polare additiv, om tilstede, og å tilsette den resterende saltoppløsning som har en tetthet som er påkrevet for å oppnå et fluid med den ønskede tetthet, og å tilsette additivet, den alkaliske buf fer hvis anvendt og ikke innlemmet i additivet, og et hvilket som helst polart additiv hvis anvendt og ikke innlemmet i saltoppløsningen som inneholder additivet for kontroll av filtreringstap, og deretter blande grundig.
i For å beskrive oppfinnelsen mer fullstendig er de etterfølg-ende eksempler gitt. I disse eksempler og denne beskrivelse kan de etterfølgende forkortelser anvendes: API = American Petroleum Institute, FLCA = additiv for kontroll av filtreringstap, PA = polart additiv, nr. = nummer, sek. = sekunder, min. = minutter, lbm/gal = pund pr. US gallon, bbl = 42 gallon fat, lbm/bbl = pund pr. fat, g = gram, cm<3>= kubikk-centimeter, m = meter, °C = grader Celsius, lbm/gal = pund pr. gallon, % = vektprosent, kg/m<3>= kilogram pr. kubikk-meter, Sp = Spor, PV = plastisk viskositet i centipoise, FG = flytegrense i pascal, GS =10 sekund/10 minutt gelstyrker i pascal, LSV = Brookfield lav-skjærviskositet ved 0,3 omdreininger pr. minutt i centipoise.
Plastisk viskositet, flytegrense og gelstyrker oppnås ved prosedyrene spesifisert i API's Recommended Practice 13B-1.
Forskjellige saltoppløsninger anvendes i eksemplene, og er som følger: Saltoppløsning I er en1704kg/m<3>kalsiumbromid-saltoppløsning som inneholder omtrent 51,9 vekt% CaBr2, Saltoppløsning II er den 1704 kg/m<3>CaBr2-saltoppløsningen som er mettet med natriumklorid, Saltoppløsning III er en 23 04 kg/m<3>sinkbromid/kalsiumbromidsaltoppløsning som inneholder omtrent 52,8 vekt% 2nBr2og 22,8 vekt% CaBr2, Saltoppløsning IV er en 152 4 kg/m3 CaBr2-saltoppløsning som inneholder omtrent 42,9 vekt% CaBr2, Saltoppløsning V er den 1524 kg/m<3>CaBr2-saltoppløsningen som er mettet med natriumklorid.
Fire selvtettingsmidler anvendes i eksemplene, og er som følger: Selvtettingsmiddel I og Selvtettingsmiddel II er dimensjonert, partikkelformet natriumklorid med en partikkel-størrelsesfordeling som angitt nedenfor. Selvtettingsmiddel III og Selvtettingsmiddel IV er dimensjonert kalsiumkarbonat med partikkelstørrelsesfordeling som angitt nedenfor.
Eksempel A
Forskjellige additiver for kontroll av filtreringstap evalueres for sin effekt på lav-skjærhastighetsviskositet og filtreringstapkontroll av en 1596 kg/m<3>(13,3 lbm/gal) salt-oppløsning som følger: 25 g FLCA hydratiseres i 350 cm<3>av saltoppløsning V som inneholder 2 5 cm<3>tripropylenglykol. Deretter blandes 22 7 cm<3>av saltoppløsning II med 100 cm<3>av FLCA-slurryen, fulgt av 4 g Cab-O-Sil M5 silika, 5 g MgO, 4 0 g selvtettingsmiddel nr. l, og 10 g selvtettingsmiddel nr. 2. De oppnådde resultater er gitt i tabell A.
De undersøkte FLCA er som følger: Nr. 1 er et hydroksypropyleterderivat av en syrebehandlet maisstivelse som er svakt fornettet med epiklorhydrin, Nr. 2 er et hydroksypropyleterderivat av maisstivelse som er svakt fornettet med epiklorhydrin, Nr. 3 er et ikke-fornettet hydroksypropyleterderivat
.av maisstivelse, Nr. 4 er en hydroksypropyl-kationisk-stivelseseter, Nr. 5 er et karboksymetyleterderivat av en syre-■ behandlet stivelse, Nr. 6 er et ikke-fornettet hydroksypropyleterderivat av maisstivelse, Nr. 7 er en hydroksypropyl, karboksymetyl-blandet stivelseseter, Nr. 8 er en ikke-fornettet hydroksypropylstivelse med en høy molar substitusjon av hydroksypropylgrupper, Nr. 9 er en epiklorhydrin-fornettet hydroksypropylpotetstivelse, Nr. 10 er et epiklorhydrin-fornettet blandet hydroksypropylkarboksymetylderivat av maisstivelse, Nr. 11 en epiklorhydrin-fornettet karboksymetyleter av potetstivelse med en høy grad av substitusjon av
karboksymetylgrupper, Nr. 12 er en kationisk stivelse, Nr.13 er en ikke-fornettet karboksymetyleter av potetstivelse med en lav grad av substitusjon av karboksymetylgrupper, Nr. 14 er en kationisk stivelseseter.
Eksempel B
Forskjellige polare additiver undersøkes for sin effekt på viskositeten til en 192 0 kg/m<3>(16,0 lbm/gal) saltoppløsning som følger: Fremgangsmåte A - 10 g av FLCÅ nr. 1 (eksempelA) blandes i 136 cm<3>av saltoppløsning IV for å hydratisere FLCA, 181 cm<3>av saltoppløsning III tilsettes under blanding etterfulgt av 2 g Cab-O-Sil M5 silika og 5 cm<3>av polart additiv, og fluidet blandes i 5 minutter ved å anvende en skovltype Brookfield blander, Fremgangsmåte B - 10 g av FLCA nr..1(eksempel A) og 5 cm3 av polart additiv blandes i 136 cm<3>av saltoppløsning IV for å hydratisere FLCA, 181 cm<3>av saltoppløsning III tilsettes etterfulgt av 2 g av Cab-O-SilM5 silika, og fluidet blandes i 5 minutter som ovenfor. De oppnådde LSV for disse fluider er som følger:
Eksempel C
Fluider med lavt faststoffinhold og høy tetthet med tettheter fra1596 kg/m<3>til 2196 kg/m<3>fremstilles som følger: Slurryer av FLCA nr. 1 (eksempel A) fremstilles med sammensetningen vist i tabell C-l, fluider fremstilles ved å blande sammen saltoppløsninger, FLCA slurry, Cab-O-Sil M5 silika, selvtettingsmidler, alkalisk buffer og polart additiv som angitt i tabell C-2. Disse fluider evalueres ved begynnelsen av og etter statisk aldring i en ovn ved 79,5°C. De oppnådde resultater er vist i tabell C-3.
Tabell C - 3 ( forts.)
Fluid Tett- Timer GS Sprut- Filtr.-het Aldret 10 sek./ tap tap
Nr . kg / m3 79 , 5°C PV FG 10 min . LSV cm3 emj pH
7 2064 0 ■ 48 12 3, 4/ 3, 8 18. 200 0 5,5 3,95 7 2064 16 68 16, 3 3, 8/ 3, 8 46. 800 0 4 4, 25 8 2196 0 64 13, 4 2, 4/ 4, 8 23. 800 Sp 3 3, 15 8 2196 16 135 14, 4 3, 4/ 3, 8 42. 800 Sp 3, 5 3, 80
Claims (13)
1. Fluid for anvendelse i forskjellige olje- og gassbrønn-operasjoner nede i brønnen,
karakterisert vedat det omfatter en salt-oppløsning hvor det er oppløst et salt valgt fra gruppen bestående av kalsiumbromid, sinkbromid og blandinger derav, og eventuelt ett eller flere ytterligere vannoppløselige salter, idet saltoppløsningen har en tetthet fra omtrent1.500kg/m<3>til omtrent 2.400 kg/m<3>, en silikaviskositetsøker med et maksimalt partikkelstørrelsesområde på mindre enn 100 nm, et additiv for kontroll av filtreringstap, og et selvtettingsmiddel valgt fra gruppen bestående av vannoppløse-lige, partikkelformede salter som ikke er vesentlig oppløse-lige i saltoppløsningen, syreoppløselige materialer og blandinger derav.
2. Fluid som angitt i krav l,karakterisert vedat additivet for kontroll av filtreringstap er valgt fra gruppen bestående av stivelsesderivater, cellulosederivater, lignocellulosederivater og blandinger derav.
3. Fluid som angitt i krav l,karakterisert vedat additivet for kontroll av filtreringstap er et stivelseseterderivat.
4. Fluid som angitt i krav 1,karakterisert vedat additivet for kontroll av filtreringstap er et stiveleseseterderivat valgt fra gruppen bestående av hydroksyetylstivelse, hydroksypropylstivelse, dihydroksypropylstivelse, karboksymetylstivelse, hydroksyalkylkarboksymetylstivelse, kationisk stivelse og svakt fornettede derivater derav som har omtrent l fornetting pr. 200 til 1.000 anhydroglukoseenheter i stivelsesderivatet og blandinger derav.
5. Fluid som angitt i krav 4,
karakterisert vedat stivelseseterderivatet er avledet fra en stivelse som er modifisert ved syre eller enzymhydrolyse for å nedsette molekylvekten til stivelsen.
6. Fluid som angitt i krav 3, 4 eller 5,karakterisert vedat fluidet inneholder fra omtrent 5,7 til omtrent 71,4 kg/m<3>av viskositetsøkeren, fra omtrent 8,5 til omtrent 42,8 kg/m<3>av additivet for kontroll av filtreringstap, fra omtrent 14,3 til omtrent 143 kg/m<3>av et selvtettingsmiddel, fra omtrent 0 til omtrent 28,6 kg/m<3>av en alkalisk buffer, og fra 0 til omtrent 42,8 kg/m<3>av et polart additiv.
7. Fluid som angitt i krav l, 3, 4 eller 5,karakterisert vedat silikaen er en røk-silika .
8. Fluid som angitt i krav 6,
karakterisert vedat silikaen er en røk-silika .
9. Fluid som angitt i krav 6,
karakterisert vedat silikaen er en røk-silika, og hvori selvtettingsmiddelet er valgt fra gruppen bestående av natriumklorid, kalsiumkarbonat og blandinger derav.
10. Fluid som angitt i krav 6,
karakterisert vedat silikaen er en røk-silika, hvori selvtettingsmiddelet er valgt fra gruppen bestående av natriumklorid, kalsiumkarbonat og blandinger derav, hvori den alkaliske buffer er valgt fra gruppen bestående av magnesiumoksyd, magnesiumhydroksyd, kalsiumoksyd, kalsiumhydroksyd, sinkoksyd, sinkhydroksyd og blandinger derav, og hvori det polare additiv har den empiriske formel HO-Ca<H>2a-Z,
hvori a er et helt tall fra 1 til omtrent 5, og Z er et radikal valgt fra gruppen bestående av H og (OCbH2b) n0R, hvori b er 2, 3, eller blandinger derav, n er et helt tall fra 0 til omtrent 3 og R er et radikal valgt fra gruppen bestående av H, Cx<H>2x+1, og Cy<H>2y+1CO, hvori x er et helt tall fra 1 til 5,-og y er et helt tall fra 1 til 3.
11. Additiv for fremstilling av et fluid for anvendelse i olje- og gassbrønnoperasjoner, idet fluidet inneholder en saltoppløsning som har oppløst deri et salt valgt fra gruppen bestående av kalsiumbromid, sinkbromid og blandinger derav, og eventuelt ett eller flere ytterligere vannoppløselige salter, idet saltoppløsningen har en tetthet fra omtrent I. 500 kg/m<3>til omtrent 2.400 kg/m<3>,karakterisert vedat det omfatter en røk-silika med en maksimal partikkelstørrelse i området mindre enn 100 nm og et selvtettingsmiddel valgt fra gruppen bestående av vannoppløselige salter som ikke er vesentlig oppløse-lige i saltoppløsningen, syreoppløselige materialer, og blandinger derav, hvori vektforholdet mellom selvtettingsmiddel og røksilika er fra omtrent 2 til omtrent 20.
12. Additiv som angitt i krav 11,karakterisert vedat selvtettingsmiddelet er valgt fra gruppen bestående av natriumklorid, kalsiumkarbonat og blandinger derav.
13. Additiv som angitt i krav li eller 12,karakterisert vedat additivet i tillegg inneholder en alkalisk buffer i et vektforhold. mellom alkalisk buffer og røksilika fra omtrent0,03 til omtrent 2,5.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/386,443 US5616541A (en) | 1995-02-10 | 1995-02-10 | Low solids, high density fluids for well drilling |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO960500D0 NO960500D0 (no) | 1996-02-07 |
NO960500L NO960500L (no) | 1996-08-12 |
NO318429B1 true NO318429B1 (no) | 2005-03-21 |
Family
ID=23525599
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19960500A NO318429B1 (no) | 1995-02-10 | 1996-02-07 | Fluid for anvendelse i olje- og gassbronnoperasjoner, samt additiv derfor |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5616541A (no) |
EP (1) | EP0726302B1 (no) |
AR (1) | AR000863A1 (no) |
AU (1) | AU699954B2 (no) |
CA (1) | CA2167003C (no) |
DE (1) | DE69607875T2 (no) |
DK (1) | DK0726302T3 (no) |
NO (1) | NO318429B1 (no) |
Families Citing this family (28)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5641728A (en) * | 1995-02-10 | 1997-06-24 | Texas United Chemical Company, Llc. | Control of the fluid loss of well drilling and servicing fluids |
US5728652A (en) * | 1995-02-10 | 1998-03-17 | Texas United Chemical Company, Llc. | Brine fluids having improved rheological charactersitics |
US5728654A (en) * | 1995-08-25 | 1998-03-17 | Texas United Chemical Company, Llc. | Stabilized fluids containing soluble zinc |
US5851959A (en) * | 1997-01-03 | 1998-12-22 | Chemstar Products Company | High temperature stable modified starch polymers and well drilling fluids employing same |
US6123159A (en) * | 1997-02-13 | 2000-09-26 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability |
US5881826A (en) | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
US6933262B1 (en) | 1997-03-18 | 2005-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Controlled hydration of starch in high density brine dispersion |
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 |
US6180571B1 (en) | 1997-07-28 | 2001-01-30 | Monsanto Company | Fluid loss control additives and subterranean treatment fluids containing the same |
US6103671A (en) * | 1997-11-20 | 2000-08-15 | Texas United Chemical Company Llc. | Glycol solution drilling system |
FR2774385B1 (fr) * | 1998-02-02 | 2000-08-18 | Schlumberger Cie Dowell | Compositions liquides viscosifiantes ou gelifiantes de facon reversible sous l'effet de cisaillement |
US6133203A (en) * | 1998-04-02 | 2000-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids and additives therefor |
US6300286B1 (en) * | 1999-08-05 | 2001-10-09 | Texas United Chemical Company, L.L.C. | Divalent cation-containing well drilling and service fluid |
US6576597B2 (en) * | 1999-08-05 | 2003-06-10 | Texas United Chemical Company, Llc. | Method of increasing the low shear rate viscosity and shear thinning index of divalent cation-containing fluids and the fluids obtained thereby |
US6649571B1 (en) | 2000-04-04 | 2003-11-18 | Masi Technologies, L.L.C. | Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids |
WO2003089541A1 (en) * | 2002-04-16 | 2003-10-30 | Texas United Chemical Company, Llc. | Viscous oleaginous fluids and methods of drilling and servicing wells therewith |
US7786049B2 (en) * | 2003-04-10 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations |
US7036588B2 (en) * | 2003-09-09 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising starch and ceramic particulate bridging agents and methods of using these fluids to provide fluid loss control |
US7246665B2 (en) | 2004-05-03 | 2007-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions in a subterranean formation |
US7165617B2 (en) * | 2004-07-27 | 2007-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosified treatment fluids and associated methods of use |
CN101213268B (zh) * | 2005-06-30 | 2014-11-05 | M-I有限公司 | 防滤失丸剂 |
US7629296B2 (en) * | 2005-11-16 | 2009-12-08 | Rhodia Inc. | Composition and method for thickening heavy aqueous brines with cationic guar |
US8003578B2 (en) * | 2008-02-13 | 2011-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating a well and a subterranean formation with alkali nitrate brine |
MX2015005530A (es) * | 2012-10-31 | 2015-10-29 | Clearwater Int Llc | Materiales novedosos que unen carbonato de estroncio y metodos para hacer y usar los mismos. |
BR112015025578A2 (pt) | 2013-04-10 | 2017-07-18 | Ecolab Usa Inc | composição para reticular polímeros em solução aquosa, fluido de fratura ou composição de fluido de serviço de poço, e, método para recuperar hidrocarbonetos |
WO2017176869A1 (en) | 2016-04-06 | 2017-10-12 | Saudi Arabian Oil Company | Invert emulsion drilling fluids |
WO2021046294A1 (en) | 2019-09-05 | 2021-03-11 | Saudi Arabian Oil Company | Propping open hydraulic fractures |
US11230911B2 (en) | 2020-06-10 | 2022-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluid and methods of making and using same |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3762485A (en) * | 1972-09-05 | 1973-10-02 | Milchem Inc | Process for the prevention of balling |
GB1499034A (en) * | 1973-04-27 | 1978-01-25 | Chem Additives Co | Well bore fluids and methods for reducing water loss in subterranean formation |
US4046197A (en) * | 1976-05-03 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Well completion and workover method |
GB1591313A (en) * | 1976-08-09 | 1981-06-17 | Brinadd Co | Wellbore fluids and dry mix additive packages for use in such fluids |
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 |
US4427556A (en) * | 1980-10-14 | 1984-01-24 | Nl Industries, Inc. | Dispersible hydrophilic polymer compositions |
US4435564A (en) * | 1982-06-07 | 1984-03-06 | Venture Innovations, Inc. | Compositions and processes for using hydroxyethyl cellulose in heavy brines |
US4735659A (en) * | 1986-08-18 | 1988-04-05 | Phillips Petroleum Company | Compositions and a process for preparing water dispersible polymers |
US4822500A (en) * | 1988-02-29 | 1989-04-18 | Texas United Chemical Corporation | Saturated brine well treating fluids and additives therefore |
US5283235A (en) * | 1992-03-17 | 1994-02-01 | The Lubrizol Corporation | Compositions containing esters of carboxy-containing interpolymers and methods of using the same |
GB9404374D0 (en) * | 1994-03-07 | 1994-04-20 | Ici Plc | Drilling fluids |
-
1995
- 1995-02-10 US US08/386,443 patent/US5616541A/en not_active Expired - Lifetime
-
1996
- 1996-01-11 CA CA002167003A patent/CA2167003C/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-01-23 AU AU42148/96A patent/AU699954B2/en not_active Expired
- 1996-02-02 AR ARP960101262A patent/AR000863A1/es unknown
- 1996-02-07 NO NO19960500A patent/NO318429B1/no not_active IP Right Cessation
- 1996-02-09 DE DE69607875T patent/DE69607875T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1996-02-09 EP EP96300903A patent/EP0726302B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-02-09 DK DK96300903T patent/DK0726302T3/da active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DK0726302T3 (da) | 2000-08-07 |
AU4214896A (en) | 1996-08-22 |
NO960500D0 (no) | 1996-02-07 |
EP0726302B1 (en) | 2000-04-26 |
DE69607875T2 (de) | 2001-01-18 |
NO960500L (no) | 1996-08-12 |
DE69607875D1 (de) | 2000-05-31 |
CA2167003C (en) | 2008-10-21 |
US5616541A (en) | 1997-04-01 |
AU699954B2 (en) | 1998-12-17 |
EP0726302A1 (en) | 1996-08-14 |
CA2167003A1 (en) | 1996-08-11 |
AR000863A1 (es) | 1997-08-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO318429B1 (no) | Fluid for anvendelse i olje- og gassbronnoperasjoner, samt additiv derfor | |
CA2178767C (en) | Brine fluids having improved rheological characteristics | |
CA2218214C (en) | Stabilized fluids containing soluble zinc | |
US5629271A (en) | Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing fluids | |
CA2178766C (en) | Control of the fluid loss of well drilling and servicing fluids | |
NO327979B1 (no) | Bronnbearbeidingsfluider og en fremgangsmate for a oke deres termiske stabilitet | |
US9574127B2 (en) | Wellbore fluid | |
CA2964727A1 (en) | Composition comprising ultrafine cellulose fibers | |
AU767777B2 (en) | Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids | |
NO177325B (no) | Brönnbehandlingsvæske og tilsetningsmiddel | |
AU4894800A (en) | Divalent cation-containing well drilling and servicing fluids | |
NO326820B1 (no) | Bronnborings- og vedlikeholdsfluid og fremgangsmate for okning av viskositeten derav ved lav skjaerhastighet | |
NO337700B1 (no) | Bore- og vedlikeholdsfluid, samt fremgangsmåte for å øke viskositeten ved lav skjærhastighet for et borefluid og vedlikeholdsfluid | |
NO812339L (no) | Saltvannsementoppslemminger og vanntapsreduserende additiver for slike. | |
NO331827B1 (no) | Oljebasert bore- og hjelpefluid, dets anvendelse samt fremgangsmate for a oke den termiske stabilitet | |
US2556222A (en) | Drilling fluids and methods of using same | |
CA1135493A (en) | Aluminum hydroxide gel system | |
CA2218205A1 (en) | Well drilling and servicing fluids and methods of reducing fluid loss and polymer concentration thereof |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |