NO322730B1 - Fremgangsmate for a redusere filtreringstapet av bronnborings- og vedlikeholdsfluider, samt bronnborings- og vedlikeholdsfluider omfattende et tilsetningsstoff mot filtreringstap. - Google Patents
Fremgangsmate for a redusere filtreringstapet av bronnborings- og vedlikeholdsfluider, samt bronnborings- og vedlikeholdsfluider omfattende et tilsetningsstoff mot filtreringstap. Download PDFInfo
- Publication number
- NO322730B1 NO322730B1 NO19963295A NO963295A NO322730B1 NO 322730 B1 NO322730 B1 NO 322730B1 NO 19963295 A NO19963295 A NO 19963295A NO 963295 A NO963295 A NO 963295A NO 322730 B1 NO322730 B1 NO 322730B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- starch
- viscosity
- ether derivative
- crosslinked
- cross
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 74
- 238000001914 filtration Methods 0.000 title claims description 46
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 title claims description 22
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 title claims description 16
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 96
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 96
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 88
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 59
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 55
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 31
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 31
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 30
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 27
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 24
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 23
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 claims description 18
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 18
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 17
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 15
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 12
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 12
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 12
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical class OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 claims description 7
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 claims description 7
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 claims description 7
- 238000001212 derivatisation Methods 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims description 3
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 28
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 22
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 21
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 15
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 15
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 13
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 229920002261 Corn starch Polymers 0.000 description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 11
- 239000008120 corn starch Substances 0.000 description 11
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 10
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 10
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- TURGQPDWYFJEDY-UHFFFAOYSA-N 1-hydroperoxypropane Chemical compound CCCOO TURGQPDWYFJEDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 6
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 6
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- -1 dialdehydes Chemical compound 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 4
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 3
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 3
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 235000013828 hydroxypropyl starch Nutrition 0.000 description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 3
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 3
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 3
- 229940082509 xanthan gum Drugs 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
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 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
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-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
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 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
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 2
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000001341 hydroxy propyl starch Substances 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000002198 insoluble material Substances 0.000 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 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 2
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000463 material 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
- 229920000642 polymer 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
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 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
- BEJQXBXPRXFJDP-UHFFFAOYSA-N 3-(3,3-dihydroxypropoxy)propane-1,1-diol Chemical class OC(O)CCOCCC(O)O BEJQXBXPRXFJDP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 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
- 229920002148 Gellan gum Polymers 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 239000004117 Lignosulphonate Substances 0.000 description 1
- 240000003183 Manihot esculenta Species 0.000 description 1
- 235000016735 Manihot esculenta subsp esculenta Nutrition 0.000 description 1
- DQLZSDGDKJJWOJ-UHFFFAOYSA-N NC(=O)N.OCC=CCO Chemical compound NC(=O)N.OCC=CCO DQLZSDGDKJJWOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007832 Na2SO4 Substances 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 244000061456 Solanum tuberosum Species 0.000 description 1
- 235000002595 Solanum tuberosum Nutrition 0.000 description 1
- 229920002310 Welan gum Polymers 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
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 1
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 1
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940087373 calcium oxide Drugs 0.000 description 1
- UEURCQNQTWXPEE-UHFFFAOYSA-L calcium;magnesium;oxygen(2-);dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[O-2].[Mg+2].[Ca+2] UEURCQNQTWXPEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- AZSFNUJOCKMOGB-UHFFFAOYSA-K cyclotriphosphate(3-) Chemical compound [O-]P1(=O)OP([O-])(=O)OP([O-])(=O)O1 AZSFNUJOCKMOGB-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical class OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005442 diisocyanate group Chemical group 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- AFOSIXZFDONLBT-UHFFFAOYSA-N divinyl sulfone Chemical compound C=CS(=O)(=O)C=C AFOSIXZFDONLBT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000216 gellan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010492 gellan gum Nutrition 0.000 description 1
- 150000004676 glycans 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
- 150000002366 halogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 235000019357 lignosulphonate Nutrition 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
- 239000008204 material by function Substances 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- CXHHBNMLPJOKQD-UHFFFAOYSA-N methyl hydrogen carbonate Chemical class COC(O)=O CXHHBNMLPJOKQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004045 organic chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 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
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 235000015320 potassium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 238000007086 side reaction Methods 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
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- UGZADUVQMDAIAO-UHFFFAOYSA-L zinc hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Zn+2] UGZADUVQMDAIAO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910021511 zinc hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940007718 zinc hydroxide Drugs 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører fremgangsmåter for år redusere filtreringstapet av brønnborings- og vedlikeholdsfluider. Den foreliggende oppfinnelse vedrører også brønn-borings- og vedlikeholdsfluider omfattende en saltlake og som har et tilsetningsstoff mot filtreringstap dispergert deri.
Bakgrunn for oppfinnelsen
Ved boring av borehull som penetrerer underjordiske formasjoner sirkuleres borefluider generelt gjennom borehullene for å fjerne borekaks derfra og utføre andre formål. De fleste borefluider omfatter suspenderte partikler av hydratisert leire i vann, og vektmaterialer slik som baritt kombi-neres ofte med borefluidene for å øke densiteten derav.
Ulike additiver anvendes også i alminnelighet i borefluider for å bibringe ønskelige egenskaper dertil, for således å bevirke lavt fluidtap fra borefluidene til underjordiske formasjoner i kontakt dermed. Så snart et borehull penetrerer en underjordisk formasjon inneholdende ønskede hydro-karbonfluider kan imidlertid uoppløselige materialer i borefluidet som leire og baritt være skadelig for formasjonen. Det vil si, en filterkake eller kappe av slikt uoppløselig material kan dannes på overflaten av formasjonen og noen faststoffer av filterkaken kan penetrere inn i formasjonen som igjen kan resultere i en permanent reduksjon i permeabi-liteten og den hydrokarbonproduserende evne av formasjonen.
For å hjelpe til med å hindre skade på produserende formasjoner under boringen og komplettering av borehull som penetrerer slike formasjoner og under etterfølgende utførte brønnoverhalingsprosedyrer, er saltlaker tidligere blitt anvendt i stedet for borefluider inneholdende uoppløselige faststoffer. Saltlakene er ikke-skadelige fordi saltene inneholdt deri som tilveiebringer densitet til saltlakene er oppløst, <p>g ingen faststoffer anbringes i kontakt med formasjonen derved. Fordi slike bore-, kompletterings- og overhalingssaltlaker ikke inneholder uoppløste faststoffer refe-reres de vanligvis til som "klare saltlaker".
I operasjoner utført i borehull som penetrerer underjordiske formasjoner inneholdende fluider under høye trykk må saltlakene som benyttes ha svært høye densiteter, f.eks. densiteter i området fra omtrent 1,1 til 2,6 kg/liter (9,0 til 21,5. Ibs pr. gallon) for å hindre de trykksatte fluider fra å blåse ut av borehullet. Disse saltlaker inneholder typisk KC1, NaCl, CaCl2, NaBr, CaBr2, ZnCl2, ZnBr2, natriumformiat og kaliumformiat, eller kombinasjoner av slike salter, og repre-senterer relativt høye kostnader.
På grunn av de høye kostnader ved høydensitets bore-, kompletterings- og overhalingssaltlaker blir de vanligvis utvun-net, filtrert og anvendt på ny i brønnvedlikeholdsoperasjon-er. Tapet av slike saltlaker er kostbart og visse saltlaker er ikke forenelig med visse formasjonssaltlaker, hvilket for-årsaker skadelig presipitering deri, og som et resultat er filtreringstapreduserende prosedyrer og additiver hittil blitt anvendt med høydensitets-saltlaker. Disse inkluderer å øke viskositeten av saltlakene ved å kombinere hydratiserbar.e viskositetsøkende midler dermed, slik som hydroksyetylcellulose og derivatiserte polysakkarider. Mens kombinering av slike viskositetsøkende midler med høydensitets-saltlaker har resultert i reduksjon av filteringstap, er ulempene at relativt store mengder av viskositetsøkende midler er nødvendig, det påtreffes ofte vanskeligheter ved oppløsning og hydrati-sering av de viskositetsøkende midler i høydensitets-saltlaker, særlig saltlaker inneholdende sinkbromider, og den frembragte viskositet tapes eller minskes i stor grad ofte når saltlakene anvendes i miljøer med relativt høy temperatur eller lav pH.
US-patenter 4.175.042 og 4.822.500 omhandler bore-, brønn-overhalings- og kompletteringsfluider, omfattende en mettet saltlakeoppløsning hvori et vannoppløselig salt, som ikke er oppløselig i den mettede saltlake, av et spesielt størrelses-område, er suspendert i den mettede saltlake sammen med pas-sende polymere viskositets- og suspensjonsadditiver, og pas-sende tilsetningsstoffer mot filtreringstap. Representative mettede saltlaker kan inneholde ett eller flere salter, slik som KC1, NaCl, CaCl2, ZnCl2/ KBr, NaBr, CaBr2, ZnBr2, Na2S04, Na2C03, K2C03 og NaHC03. Representative vannoppløselige salter av partikkelstørrelse er KCl, NaCl, CaCl2, CaBr2, Na2S04, Na2C03, K2C03 og NaHC03. Representative viskositets-og suspensjonsadditiver er xantangummi, celluloseetere og guargummiderivater. Representative tilsetningsstoffer mot filtreringstap er kalsium-, krom- eller ferrokromlignosul-fonater, karboksymetylcellulose, og stivelser slik som mais, potet og tapioka, og deres derivater. US-patent 4.822.500 omhandler at xantangummi og en særlig epiklorhydrinfornettet hydroksypropylstivelse synergistisk kombinerer i den mettede saltlake til å gi fremragende suspensjons- og filtreringstapkontroll. Slike fluider som har en saltlake på mettet natri-umkloridbasis har være enestående vellykket, og er et foretrukket fluid for boring i hydrokarbonbærende formasjoner, slik som i "horisontal boring".
Anvendelse av derivatiserte stivelsesetere i kombinasjon med tettende (bridging) faststoffer og viskositets/suspensjonsadditiver, selv om de er effektive i disse saltlakefluider til å redusere filtreringstapet, krever en konsentrasjon som tilveiebringer overdreven viskositet ved eksponering for høyere temperaturer.
Oppsummering av oppfinnelsen
Det er funnet at saltlakebasérte brønnbore- og vedlikeholdsfluider med lavt faststoffinnhold som har fremragende reologiske egenskaper og filtreringsegenskaper tilveiebringes ved fluidene og fremgangsmåtene i samsvar med denne oppfinnelse.
Fluidene i samsvar med denne oppfinnelsen omfatter en saltlake som har dispergert deri et tilsetningsstoff mot filtreringstap (fluid loss control additive) som omfatter enten (1) et fornettet eterderivat av en delvis hydrolysert (eller depolymerisert) stivelse, eller (2) et delvis hydrolysert (eller depolymerisert), fornettet eterderivat av stivelse. Oppfinnelsen tilveiebringer også fremgangsmåter for å redusere filtreringstapet av brønnborings- og vedlikeholdsfluider som omfatter å tilsette til fluidet en effektiv mengde av et tilsetningsstoff mot filtreringstap valgt fra gruppen bestående av (1) et fornettet eterderivat av en delvis hydrolysert stivelse, (2) et delvis depolymerisert, fornettet eterderivat av stivelse, og (3) blandinger derav.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører således en fremgangsmåte for å redusere filtreringstapet av brønnborings- og vedlikeholdsfluider, kjennetegnet ved at den omfatter å tilsette til fluidet en effektiv mengde av et fornettet eter-derivat av en hydrolysert stivelse, hvori stivelsen før fornetting og derivatisering er blitt hydrolysert i den grad at viskositeten av en vandig dispersjon av stivelsen ved en konsentrasjon på 12 0 kg/m<3> er blitt redusert omtrent 25 % til omtrent 92 %, hvori viskositeten er lav skjær-vioskositet (Low Shear Viscosity) målt ved anvendelse av et Brookfield viskosimeter ved 0,0636 sek"<1>.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører også en fremgangsmåte for å redusere filtreringstapet av brønnborings- og vedlikeholdsfluider, kjennetegnet ved at den omfatter å tilsette til fluidet en effektiv mengde av et fornettet eterderivat av stivelse, hvilket derivat er blitt delvis hydrolysert slik at viskositeten av en vanndispersjon av det fornettede. eter-derivat av stivelse ved en konsentrasjon på 60 kg/m<3> er blitt redusert omtrent 15 % til omtrent 50 hvori viskositeten er lav skjaer-viskositet målt ved anvendelse av et Brookfield viskosimeter ved 0,0636 sek-<1>.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører videre et brønnborings-og vedlikeholdsfluid som omfatter en saltlake som har oppløst deri et salt valgt fra gruppen bestående av kalsiumbromid, sinkbromid, kalsiumklorid, natriumklorid, natriumformiat,. kaliumformiat og blandinger derav, som har et tilsetningsstoff mot filtreringstap dispergert deri, kjennetegnet ved at tilsetningsstoffet mot filtreringstap omfatter et fornettet eterderivat av én hydrolysert stivelse, hvori stivelsen før fornetting og derivatisering er blitt hydrolysert i den grad at den vandige viskositet av stivelsen ved en konsentrasjon på 120 kg/m3 er blitt redusert omtrent 25 % til omtrent 92 %, hvori viskositeten er lav skjær-viskositet målt ved anvendelse av et Brookfield viskosimeter ved 0,0636 sek"<1>, hvori den hydrolyserte stivelse er fornettet i den grad at Brabender-viskositeten av den hydrolyserte stivelsessuspensjon som undergår fornetting er innenfor omtrent 50 % til omtrent 100
% av den maksimale viskositet som kan oppnås i suspensjonen.
Den .foreliggende oppfinnelse vedrører videre et brønnborings-og vedlikeholdsfluid som omfatter en saltlake som har oppløst deri et salt valgt fra gruppen, bestående av kalsiumbromid, sinkbromid, kalsiumklorid, natriumklorid, natriumformiat, kaliumformiat og blandinger derav, som har et tilsetningsstoff mot filtreringstap dispergert deri, kjennetegnet ved at tilsetningsstoffet mot filtreringstap omfatter et fornettet eterderivat av stivelse, hvori stivelsen er blitt fornettet i den grad at Brabender-viskositeten av den hydrolyserte stivelsessuspensjon som undergår fornetting er innenfor omtrent 50 % til omtrent 10 0 % av den maksimale viskositet som kan oppnås i suspensjonen, hvilket derivat er blitt delvis depolymerisert slik at viskositeten av en vanndispersjon av det fornettede eterderivat av stivelse ved en konsentrasjon på 60 kg/m<3> er blitt redusert omtrent 15 % til omtrent 50 %, hvori viskositeten er lav skjær-viskositet målt ved anvendelse av et Brookfield viskosimeter ved 0,0636 sek"<1>.
Tilsetningen av et additiv omfattende enten et (1) fornettet eterderivat av en hydrolysert stivelse eller et (2) delvis hydrolysert, fornettet eterderivat av stivelse til et salt-lakebasert borefluid gir borefluidet betydelig økt filtreringskontroll og en redusert viskositet sammenlignet med stivelsesderivatene som ikke er blitt hydrolysert. Fluidene tilveiebringer ekstremt tynne filterkaker som er lettere å fjerne og tilveibringer således enklere brønnrens og bedre hydrokarbonproduks j on.
Beskrivelse av de foretrukne utførelsesformer
Tilsetningsstoffer mot filtreringstap som benyttes i oppfinnelsen er enten (1) et fornettet eterderivat av en delvis depolymerisert stivelse eller (2) et delvis depolymerisert fornettet eterderivat av stivelse. I førstnevnte tilfelle (1) depolymeriseres stivelsen delvis forut for fornetting og derivatisering av stivelsen, mens i sistnevnte tilfelle (2) fornettes og derivatiseres stivelsen først forut for delvis depolymerisering av stivelsesderivatet. I det ene eller andre tilfellet reduseres molekylvekten av det fornettede stivelsesderivat ved den delvise depolymerisering av stivel-sespolymeren. Som anvendt gjennom hele denne beskrivelse og kravene er uttrykkene "delvis depolymerisert stivelsesderivat" og "hydrolysert stivelsesderivat" og lignende ment å bety stivelsesderivatene fremstilt ved enten tilfelle (1) eller tilfelle (2).
I tilfelle (1) hydrolyseres eller depolymeriseres stivelsen i den grad at viskositeten av en vandig dispersjon av stivelsen ved en konsentrasjon på 12 0 kg/m<3> reduseres omtrent 25 % til omtrent 92 %, foretrukket omtrent 50 % til omtrent 90 %, forut for fornetting og derivatisering av stivelsen. I tilfelle (2) hydrolyseres eller depolymeriseres det fornettede stivelsesderivat i den grad at viskositeten av en vanndispersjon av stivelsesderivatet ved en konsentrasjon på 60 kg/m<3> reduseres omtrent 15 % til omtrent 50 %, foretrukket omtrent 2 0 % til omtrent 40 %.
Patenter som omhandler oksyderende prosesser for delvis depolymerisering av stivelsesderivater og/eller stivelser inkluderer de følgende US 3.975.206 (Lotzgesell et al.), US 3.935.187 (Speakman), og US 3.655.644 (Durand). Patenter som omhandler sure prosesser for delvis depolymerisering av stivelsesderivater og/eller stivelser inkluderer de følgende US 3.175.928 (Lancaster et al.), og US 3.073.724 (Rankin et al.)". En fremragende informasjonskilde om syremodifikasjon av stivelser er presentert i "Starch: Chemistry and Technology", 2. utgave, 1984, Roy L. Whistler, James N. Bemiller og Eugene F. Paschall, forfattere, kapittel XVII, side 529-541, "Acid-Modified Staren: Production and Uses".
Stivelse er en naturlig polymer inneholdende en rikelighet av hydroksylgrupper. Hver anhydroglukoseenhet inneholder to sekundære hydroksyler og et stort flertall inneholder primære hydroksyler. Disse hydroksyler er potensielt i stand til å reagere med et hvilket som helst kjemikalie som er i stand til å reagere med alkoholiske hydroksyler. Dette vil inklu-dere en lang rekke forbindelser slik som syreanhydrider, organiske klorforbindelser, aldehyder, epoksy, etyleniske forbindelser etc. Når det spesifiserte kjemikalie inneholder to eller flere enheter som er i stand til å reagere med hydroksylgrupper, foreligger det den mulighet å reagere to forskjellige hydroksyler som resulterer i fornetting mellom hydroksyler på dét samme molekyl eller på forskjellige molekyler.
Kjemien av stivelse og fremstillingen av et mangfold av derivater derav er velkjent. En nylig utgitt bok med tittel "Modified Starches: Properties and Uses", av O.B. Wurzburg, 1986 (CRC Press, Inc., Boca Raton, Florida, USA) er en fremragende informasjonskilde vedrørende fremstilling av stivelsesderivater. Hva gjelder fremstilling av de foretrukne fornettede hydroksypropyleterstivelser i samsvar med denne oppfinnelse er kapitlene med tittel "Crosslinked Starches" og "Hydroxypropylated Starches" spesielt relevante.
Den delvis depolymeriserte eller hydrolyserte stivelse i tilfelle (1) eller stivelsen i tilfelle (2) fornettes med en forbindelse hvis molekyler er i stand til å reagere med to eller flere hydroksylgrupper. Representative fornettings-materialer er epiklorhydrin og andre epihalohydriner, formal-dehyd, fosforoksyklorid, trimetafosfat, dialdehyder, vinyl-sulfon, diepoksyder, diisocyanater, bis(hydroksymetyl)etylen-urea og lignende. Den foretrukne fornettingsforbindelse er epiklorhydrin.
Fornetting av stivelsen (eller den hydrolyserte stivelse) resulterer i en økning av molekylvekten av stivelsen og en økning i viskositeten av vandige dispersjoner av stivelsen.
Reaksjonsbetingelsene anvendt ved fremstilling av fornettede stivelser varierer i stor grad avhengig av. det spesifikke bi-eller polyfunksjonelle reagens anvendt for fomettingen: Generelt kjøres mesteparten av reaksjonen på vandige sus-pensjoner av stivelse ved temperaturer som ligger fra rom-temperatur opp til omtrent 50°C. Ofte anvendes et alkali slik som natriumhydroksyd til å fremme reaksjonen. Reak-sjonene kjøres normalt under nøytrale til ganske alkaliske betingelser, men under det nivå som vil peptisere eller svelle stivelsen. Hvis fornettingsreaksjonen kjøres i en vandig suspensjon av stivelse, når det ønskede nivå av fornetting (vanligvis som målt ved en eller annen type viskositets- eller reologitest) nås, nøytraliseres stivelsessus-pensjonen og stivelsen filtreres og vaskes for å fjerne salter, eventuelt ureagert reagens, og andre urenheter fremstilt ved sidereaksjoner av fornettingsmiddelet med vann. Konigsberg, US-patent 2.500.950, omhandler fornettingen av stivelse med epoksyhalogenforbindelser slik som epiklorhydrin .
Det er foretrukket at stivelsen eller den hydrolyserte stivelse for anvendelse i den foreliggende oppfinnelse fornettes med epiklorhydrin i en basisk vandig stivelsessuspensjon ved en temperatur og i en tidsperiode slik at Bfabender-viskositeten av suspensjonen er innenfor omtrent 50 % til 100 % av maksimal viskositet. Viskositeten vil variere med mengden av fornetting og testbetingelsene, dvs temperatur, konsentrasjoner, etc. En viskositetstopp indikerer maksimal fornetting. Når den ønskede viskositet er nådd termineres fornett-ingsreaks jonen. Et Brabender-viskometer er et standard viskometer som er enkelt tilgjengelig på det åpne marked og velkjent for fagfolk innen området.
Generelt er behandlingsnivået fra omtrent 0,005 % til 0,1 % stivelse til å gi en liten grad av fornetting på omtrent en tverrbinding pr. 200 til 1000 anhydroglukoseenheter. Som indikert kan tverrbindingen foretas før eller etter at stivelsen er derivatisert.
Den epiklorhydrinfornettede stivelse reageres deretter foretrukket med propylenoksyd til å danne hydroksypropyieteren. Reaksjonen av propylenoksyd og stivelse er basekatalysert. Vandige slurryreaksjoner katalyseres generelt ved 0,5 % til 1 % natriumhydroksyd basert på tørrvekten av stivelse.
Natriumsulfat eller natriumklorid kan tilsettes for å hindre stivelsen i å svelle under reaksjon med propylenoksydet. Reaksjonstemperaturer er generelt i området 37,7°C til 51,7°C (100° til 125°F). Propylenoksydnivåer er generelt fra omtrent 1 % til omtrent 10 % basert på tørrvekten av stivelsen. Propylenoksyd-stiveIse-reaksjoner tar omtrent 24 timer å fullføre under de betingelser som er beskrevet og er omtrent 60 % effektive med hensyn til propylenoksydet. Det er ' foretrukket at den epiklorhydrinfornettede hydroksypropyleter inneholder fra omtrent 0,5 % til omtrent 5 % reagert propylenoksyd basert på tørrvekten av stivelse eller hydrolysert stivelse.
Andre metoder for fremstilling av epiklorhydrinfornettede stivelser og hydroksypropylstivelsesetere er vel kjent innen fagområdet.
Det foretrukne stivelseseterderivat som indikert er hydroksypropyieteren. Andre representative stivelsesderivater er hydroksyétyletere, karboksymetyletere, dihydroksypropyletere, hydroksyalkylkarboksymetyletere, og kationiske stivelsesetere. Fremstillingen av slike stivelsesderivater er vel kjent innen fagområdet.
Fluidene i samsvar med denne oppfinnelse omfatter tilsetningsstoffet mot filtreringstap som benyttes i denne oppfinnelse dispergert i en saltlake (dvs en vandig.væske som har en eller flere vannoppløselige salter oppløst deri). Den foretrukne saltlake innholder et salt valgt fra gruppen umklorid, og blandinger derav. En slik saltlake kan også inneholde andre vannoppløselige salter oppløst deri. Konsentrasjonen av salter kan være en hvilken som helst konsentrasjon opp til metning i saltlaken. Generelt vil densiteten av saltlaken være fra omtrent 12 00 kg/m<3> til omtrent 24 0 0 kg/m<3> (10 lbm/gai til 2 0 lbm/gal). Som indikert i det foregående er slike saltlaker velkjente innen fagområdet. Kommersielt tilgjengelig er- en kalsiumkloridsaltlake som har en densitet på 1392 kg/m<3> (11,6 lbm/gal), en kalsiumbromid-saltlake som har en densitet på 1704 kg/m<3> (14,2 lbm/gal), en kalsiumbromid/sinkbromid som har en densitet på 2304 kg/m<3 >(19,2 lbm/gal), og kombinasjoner av disse saltlaker med andre saltlaker eller vannoppløselige salter. Typiske saltlaker er som følger: natriumformiatoppløsninger som har en densitet fra 12 0 0 kg/m<3> til 134 0 kg/m<3>, kaliumformiatoppløsninger som har en densitet fra 1200 kg/m<3> til 1600 kg/m<3>, CaCl2/CaBr2-oppløsninger som har en densitet fra 1320 kg/m<3> til 1812 mg/m<3>, CaBr2/ZnBr2-oppløsninger som har en densitet fra 1800 kg/m<3> til 2304 kg/m3, CaCl2/CaBr2/ZnBr2-oppløsninger som har en densitet fra 1812 kg/m<3> til 2304 kg/m<3>, og CaCl2-oppløs-ninger som har en densitet fra 1320 kg/m<3> til 1404 kg/m<3>.
Typisk konsentrasjon av stivelsesderivatet i saltlaken er generelt fra omtrent 8,5 kg/m3 til omtrent 42,8 kg/m<3>, foretrukket fra omtrent 11,4 kg/m<3> til omtrent 28,5 kg/m<3>.
Fluidene i samsvar med denne oppfinnelse kan også inneholde ett eller flere viskositetsøkende midler, ett eller flere tetningsmidler (bridging agents), og en eller flere alkaliske buffere dispergert eller suspendert i saltlaken.
Andre funksjonelle materialer slik som oksygenfjernere, korrosjonsinhibitorer og lignende kan være tilsatt for å bibringe ønskede egenskaper til fluidene.
De viskositetsøkende midler som er anvendbare i fluidene inkluderer de vannoppløselige polymerer kjent og anvendt som viskositetsøkende midler i visse saltlakebaserte fluider, slik som celluloseeterderivater og biopolymerer. Representative celluloseetere inkluderer hydroksyetylcellulose, hydroksypropylcellulose, dihydroksypropylcellulose> hydroksy-etylkarboksymetylcellulose og lignende. Representative biopolymerer inkluderer xantangummi, welangummi, gellangummi og lignende. Biopolymerene er foretrukket siden de bibringer bedre suspensjonsegenskaper .til fluidet ved lavere skjær-hastigheter.
Som omhandlet i EP-patentsøknad 96300903.0, er et fremragende viskositetsøkende middel for disse typer saltlakebaserte fluider amorf silika som har en endelig partikkelstørrelse mindre enn 100 millimikron,.foretrukket en røksilika. Slike silika-viskositetsøkende midler er kommersielt tilgjengelige og kjent i teknikken.
Tetningsmidlene som er anvedbare i denne oppfinnelse er vel kjent i teknikken. De er faste, partikkelformede, vannopp-løselige salter eller syreoppløseligé materialer hvis partikler er blitt størrelsessortert til å ha en partikkelstør-relsesfordeling som er tilstrekkelig til å tette porene av formasjonené bragt i kontakt med brønnborings- og vedlike-holdsfluidet. Tetningsmiddelet må ikke være særlig oppløse-lig i væsken anvendt til å fremstille fluidet. Representative vannoppløselige salter inkluderer natriumklorid, kalium-klorid, kalsiumklorid, natriumformiat, kaliumformiat, natri-umbromid, kaliumbromid, kalsiumbromid, natriumacetat, kalium-acetat og lignende. Representative syreoppløseligé materialer inkluderer kalsiumkarbonat, dolomitt (kalsium/magnesium-karbonat), jernkarbonat, og andre karbonater. De foretrukne tetningsmidler er natriumklorid og kalsiumkarbonat. Når natriumklorid anvendes som tetningsmiddelet, bør saltlaken foretrukket først være mettet med natriumklorid for å hindre eventuell oppløsning av tetningsmiddelet.
Partikkelstørrelsesfordelingen av tetningsmiddelet må være tilstrekkelig til å bygge bro tvers over og tette porene i den underjordiske formasjon som bringes i kontakt med fluidet. Som omhandlet i US-patent 4.175.042, er et fore-1- , l-l- „ t- „,„t:irlF»T ■ J. - li. J i_ til omtrent 800 fim idet mer enn omtrent 5 vekt% av partiklene er grovere enn 44 //m. Det er imidlertid blitt funnet at til-setning av et supplerende tetningsmiddel som har en partik-kelstørrelse slik at minst 90 % av partiklene derav er mindre enn 10 /zm og den gjennomsnittlige partikkelstørrelse er fra omtrent 3 til omtrent 5 fim, reduserer filtreringstapet av fluidene i samsvar med oppfinnelsen og reduserer konsentrasjonen av polymer nødvendig for å bibringe den ønskede grad av filtreringstapkontroll til fluidene i samsvar med denne oppfinnelse.
Når tetningsmiddelet er vannoppløselig er det foretrukket at saltlaken er mettet, med hensyn til tetningsmiddelet, eller i det minste vesentlig mettet slik at mindre enn 10 vekt% av tetningsmiddelet er oppløst i saltlaken.
Eventuelt, men foretrukket, inneholder fluidene i samsvar med denne oppfinnelse en alkalisk buffer.
Den alkaliske buffer kan være et hvilket som helst alkalisk partikkelformet material som har en lav vannoppløselighet som vil reagere med syrer til å redusere surheten av fluidene. Representative alkaliske buffere er magnesiumoksyd, kalsium-oksyd, sinkoksyd, kalsinert dolomitt, magnesiumhydroksyd, kalsiumhydroksyd, sinkhydroksyd, hydratisert dolomittisk kalk (kalsium/magnesiumhydroksyd) og lignende. I samsvar med denne oppfinnelse bør fluidene utvise pH-verdier i området fra omtrent 3,0 til omtrent 8,0. Saltlaker inneholdende sinkbromid bør ha en pH mindre enn omtrent 6,0 hvilket er velkjent i teknikken. Selv om de faktiske pH-verdier av svært konsentrerte saltoppløsninger ikke kan avleses nøyaktig ved anvendelse av et pH-meter, kan de relative pH-verdier av flere forskjellige svært konsentrerte saltoppløsninger sammenlignes nøyaktig. Således blir de målte pH-verdier av slike svært konsentrerte oppløsninger en svært pålitelig kontrolleringsmetode for bestemmelse av den relative surhet av de involverte fluider. De målte pH-verdier bestemmes med et standard pH-meter, hvis elektrode innføres i oppløsningen som skal måles. Som anvendt heri refererer uttrykket "målt pH" til pH-verdier bestemt på den foregående måte. Hvor det 2r nødvendig å innstille den målte pH, kan innstillingen itføres på i det vesentlige et hvilket som helst tidspunkt i samsvar med denne oppfinnelse.
3øydensitets-fluidene med lavt faststoffinnhold i samsvar med ienne oppfinnelse er anvendbare som-borefluider for olje og ^ass, spesielt ved boring inn i hydrokarboninneholdende for-tias joner, brønnoverhalingsfluider og kompletteringsfluider. ?luidene gir fremragende filtreringsegenskaper hvilket gir skstremt tynne filterkaker. Dette tilveiebringer filterkaker som er lettere å fjerne, lettere brønnrensning og bedre lydrokarbonproduksjon. Den fremragende lav skjærhastighet-/iskositeten (reologiske egenskaper) av fluidene tilveie-Dringer fremragende suspensjons- og hullrengjøringsegen-skaper.
Konsentrasjonene av additivene i de foretrukne fluider i samsvar med denne oppfinnelse er som følger.-
De foretrukne fluider i samsvar med denne oppfinnelse er kjennetegnet som å ha en lav skjær-viskositet (Low Shear /iscosity) på minst 3000 centipoise, et sprutetap (Spurt joss) ikke større enn 2 cm<3>, og et tretti (30) minutters filtreringstap (Fluid Loss) mindre enn 10 cm<3>. Lav skjær-riskositeten (Low Shear Viscosity, LSV) for denne oppfinnels-ms formål oppnås ved anvendelse av et Brookfield modell LVTDV-I viskometer som har en nummer to eller tre spindel ved 0,3 omdreininger pr. minutt (skjærhastighet på 0,063 sek"<1>). LSV er en indikasjon på suspensjonsegenskapene av fluidet, jo større.LSV jo bedre er suspensjonen av faststoffer i fluidet. Sprutetapet og filtreringstapet for denne oppfinnelsens formål oppnås ved en modifisert API filtreringstest. Til en API høytemperatur-filtreringscelle med avtagbare endebur tilføres således en sikt som har 44 /xm åpninger. Deretter tilføres 67,5 g størrelsessortert sand til å gi et 1,5 cm sandlag. Den størrelsessorterte sand har en partikkelstør-relse slik at all sand passerer gjennom en sikt som har 177 /xm åpninger og tilbakeholdes på en sikt som har 125 /im åpninger. Fluidet som skal testes helles langs den indre kanten av filtreringscellen for således ikke å forstyrre sandlaget. Filtreringstesten utføres deretter i 30 minutter ved den ønskede temperatur på 79,4°C (175°F) under en trykk-differanse på 17,59 kg/cm<2> (250 pund per kvadrattomme) til-ført ved nitrogen. Sprutetapet måles som mengden fluid som utstøtes fra filtreringscellen inntil strømmen av fluid er redusert til dråper. Filtreringstapet måles som den totale mengde fluid oppsamlet i løpet av 30 minutter.
Fluidene i samsvar med denne oppfinnelse kan fremstilles ved å blande sammen saltlaken, tilsetningsstoffet mot filtreringstap, det viskositetsøkende middel, tetningsmiddelet og den alkaliske buffer, i en hvilken som helst rekkefølge. Det er imidlertid foretrukket at tilsetningsstoffet mot filtreringstap hydratiseres i en saltlake som har en densitet på mindre enn omtrent 1560 kg/m<3>. Deretter tilsettes den gjen-værende saltlake som har den densitet som er påkrevet for å oppnå et fluid som har den ønskede densitet, etterfulgt av det viskositetsøkende middel, tetningsmiddelet og den alkaliske buffer, hvis anvendt.
For å beskrive oppfinnelsen mer fullstendig gis de etter-følgende eksempler. I disse eksempler og denne beskrivelse kan de følgende forkortelser anvendes: API = American Petroleum Institute, FLCA = tilsetningsstoff mot filtreringstap (fFluid loss control additive), NC = ingen kontroll, fullstendig tap av fluid, nr. = nummer, sek = sekunder, min = minutter, lbm/gal = pund pr. US gallon, bbl = 42 gallon fat, lbm/bbl = pund pr. fat, g gram, cc = kubikk-centimeter, m = meter, °C = grader Celsius, Pa = pascal, % = vekt%, kg/m3 = kilogram pr. kubikkmeter, Tr = spor, PV = plastisk viskositet i pascal sekunder, YP = flytegrense i pascal, GS = sekund/10 minutter gelstyrke i pascal, LSV = Brookfield lav skjær-viskositet ved 0,3 omdreininger pr. minutt, i pascal sekunder.
Den plastiske viskositet, flytegrensen og gelstyrkene ble oppnådd ved hjelp av prosedyrene angitt i API's Recommended Practice 13B-1.
Forskjellige saltlaker anvendes i eksemplene, som følger: Saltlake I er en 13 92 kg/m<3> kalsiumkloridsaltlake inneholdende omtrent 37,9 vekt% CaCl2. Saltlake II er en 1524 kg/m<3 >CaBr2-saltlake inneholdende omtrent 42,9 vekt% CaBr2. Saltlake III er en 1704 kg/m<3> CaBr2-saltlake inneholdende omtrent 51,9 vekt% CaBr2. Saltlake IV er en 1620 kg/cm<3> sinkbromid/kalsiumbromid inneholdende omtrent 52,8 % ZnBr2 og 22,8% CaBr2. Saltlake V er en 1620 kg/m<3> saltlake inneholdende 37,9 volum% av saltlake I og 62,1 volum% av saltlake III. Saltlake VI er en 1692 kg/m<3> saltlake inneholdende 30,6 volum% av saltlake II og 69,4 volum% av saltlake III. Saltlake VII er en 1752 kg/m<3> saltlake inneholdende 45,9 volum% av saltlake II, 38,8 volum% av saltlake III og 15,3 volum% av saltlake IV. Saltlake VIII er en saltlake inneholdende 32,1 volum% av saltlake II og 67,9 volum% av saltlake IV.
To tetningsmidler er blitt anvendt i eksemplene, som følger: Tetningsmiddel I er et størrelsessortert partikkelformet natriumklorid som har den partikkelstørrelsesfordeling som er angitt nedenfor. Tetningsmiddel II er et størrelsessortert kalsiumkarbonat som har den partikkelstørrelsesfordeling som er angitt nedenfor. Tilsetningsstoffene mot filtreringstap anvendt i eksemplene er som følger. Tilsetningsstoff mot filtreringstap nr. 1 er et epiklorhydrinfornettet hydroksypropyleterderivat av maisstivelse fremstilt ved å reagere epiklorhydrin i en basisk suspensjon av voksaktig maisstivelse inntil viskositeten nådde omtrent 90 % av den maksimalt oppnåelige viskositet, og deretter å reagere den fornettede stivelse med propylenoksyd slik at stivelsesderivatet inneholdt omtrent 1,3 vekt% reagert propylenoksyd (se f.eks. US-patent 4.822.500). Dette -additiv skal ikke tjene som eksempel for oppfinnelsen og evalueres kun for sammenlignende formål. Tilsetningsstoff mot filtreringstap nr. 2 er det korresponderende epiklor-hydrinf ornettede hydroksypropyleterderivat av en hydrolysert maisstivelse hvori den voksaktige maisstivelse først ble delvis hydrolysert (depolymerisert) med vannfri hydrogen-kloridgass inntil lav skjær-viskositeten av en vandig slurry av den modifiserte stivelse ved en konsentrasjon på 12 0 kg/m<3 >og en pH på 7 ble redusert med 75 % (dvs viskositeten av slurryen inneholdende den depolymeriserte stivelse var 25 % av viskositeten av en slurry inneholdende 120 kg/m<3> av den umodifiserte voksaktige maisstivelse). Tilsetningsstoff mot filtreringstap nr. 3 er det delvis hydrolyserte (depolymerisert e) epiklorhydrinfornettede hydroksypropyleterderivat av voksaktig maisstivelse, Tilsetningsstoff mot filtreringstap nr. l, hvor FLCA nr. 1 ble behandlet med vannfri-hydrogen-kloridgass inntil lav skjær-viskositeten av en vannslurry av det delvis polymeriserte stivelsesderivat ved en konsentrasjon på 60 kg/m<3> og en pH på 7 ble redusert med 28 % (dvs viskositeten av slurrien inneholdende det delvis depolymeriserte stivelsesderivat var 72 % av viskositeten av en slurry inneholdende 60 kg/m3 av den umodifiserte FLCA nr. 1) .
EKSEMPEL 1
En epiklorhydrinfornettet hydroksypropyleter av en delvis hydrolysert maisstivelse ble evaluert for sin effekt på lav skjærhastighet-viskositeten og filtreringstapkontrollen av saltlake V som følger: 9,0 g FLCA nr. 2 derivat ble dispergert i 13 0 cm<3> saltlake I, og denne slurry ble deretter blandet med 213 cm<3> saltlake III, 0,25 g MgO og 25 g tetningsmiddel II. Fluidet ble evaluert initialt og etter varra-rulling ved 79,4°C i 16 timer. For sammenligningsformål ble også FLCA nr. 1 evaluert, den korresponderende epiklorhydrinfornettede hydroksypropyleter av maisstivelse (ikke-hydrolysert) ved anvendelse av 9,0 g, 11,0 g og 13,0 g. De oppnådde data er gitt i tabell 1.
EKSEMPEL 2
Den epiklorhydrinfornettede hydroksypropyleter av en delvis hydrolysert maisstivelse, FLCA nr. 2, ble evaluert for sin effekt på lav skjærhastighet-viskositeten og filtreringstapkontrollen av saltlake VIII som følger: 7,5 g FLCA nr. 2 ble dispergert i 105 cm<3> saltlake II som var mettet med hensyn til natriumklorid, og denne slurry ble deretter blandet med 222 cm<3> saltlake IV som var mettet med hensyn til NaCl, 2,5 g MgO, 2,5 g hydratisert kalk og 50 g tetningsmiddel I. For
sammenligningsformål ble det også evaluert den korresponderende epiklorhydrinfornettede hydroksypropyleter av maisstivelse (ikke-hydrolysert), FLCA nr. 1, ved anvendelse av 3 g, 5 g og 7,5 g. De oppnådde data er gitt i tabell 2.
EKSEMPEL 3
Den delvis depolymeriserte, epiklorhydrinfornettede hydroksypropyleter av en maisstivelse, FLCA nr. 3, ble evaluert som i eksempel 1 i saltlake VIII som følger: Mengden stivelsesderivat indikert i tabell 3 ble dispergert i 150 cm<3> saltlake II, og denne slurry ble deretter blandet med 50 cm<3> saltlake IV og 12 7 cm3 saltlake III, etterfulgt av konsentrasjoner av Cab-O-Sil M5 silika-viskositetsøkende middel og magnesiumoksyd angitt i tabell 3, og 25 g tetningsmiddel II. For sam-menlignings f ormål ble det også evaluert den korresponderende
(ikke-hydrolysert), FLCA nr. 1, ved anvendelse av den mengde av dette spesielle stivelsesderivat angitt i tabell 3. De oppnådde data er gitt i tabell 3.
Claims (16)
1. Fremgangsmåte for å redusere filtreringstapét av brønn-borings- og vedlikeholdsfluider,
karakterisert ved at den omfatter å tilsette til fluidet en effektiv mengde av et fornettet eter-derivat av en hydrolysert stivelse, hvori stivelsen før fornetting og derivatisering er blitt hydrolysert i den grad at viskositeten av en vandig dispersjon av stivelsen ved en konsentrasjon på 12 0 kg/m<3> er blitt redusert omtrent 25 % til omtrent 92 %, hvori viskositeten er lav skjær-vioskositet (Low Shear Viscosity) målt ved anvendelse av et Brookfield viskosimeter ved 0,063 6 sek-<1>.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori den hydrolyserte stivelse er fornettet i den grad at Brabender-viskositeten av den hydrolyserte stivelsessuspensjon som undergår fornetting er innenfor omtrent 50 % til omtrent 100 % av den maksimale viskositet som kan oppnås i suspensjonen.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 eller 2, hvori den hydrolyserte stivelse er fornettet med epiklorhydrin.
4. Fremgangsmåte som angitt i ett eller flere av kravene 1 til 3, hvori den hydrolyserte og fornettede stivelse er reagert med propylenoksyd til å danne hydroksypropyleterderivatet derav.
5. Fremgangsmåte som angitt i krav 4, hvori hydroksyprdpyl-eterderivatet inneholder fra omtrent 0,5 % til omtrent 5 % reagert propylenoksyd.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 3, hvori den hydrolyserte og epiklorhydrinfornettede stivelse er reagert med propylenoksyd til å danne hydroksypropyleterderivatet derav.
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, hvori hydroksypropyleterderivatet inneholder fra omtrent 0,5 % til omtrent 5 % reagert propylenoksyd.
8. Fremgangsmåte for å redusere filtreringstapet av brønn-borings- og vedlikeholdsfluider, karakterisert ved at den omfatter å tilsette til fluidet en effektiv mengde av et fornettet eter-derivat av stivelse, hvilket derivat er blitt delvis hydrolysert slik at viskositeten av en vanndispersjon av det fornettede eterderivat av stivelse ved en konsentrasjon på 60 kg/m<3 >er blitt redusert omtrent 15 % til omtrent 50 %, hvori viskositeten er lav skjær-viskositet målt ved anvendelse av et Brookfield viskosimeter ved 0,0636 sek"<1>.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 8, hvori det fornettede eterderivat av stivelse er fornettet i den grad at Brabender-viskositeten av den vandige suspensjon av stivelsen som undergår fornetting er innenfor 50 % til omtrent 100 % av den, maksimale viskositet som kan oppnås i suspensjonen.
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 8 eller 9, hvori det fornettede eterderivat av stivelse er fornettet med epiklorhydrin .
11. Fremgangsmåte som angitt i ett eller flere av kravene 8 til 10, hvori det fornettede eterderivat av stivelse er rea
gert med propylenoksyd til å danne hydroksypropyleterderivatet derav.
12. Fremgangsmåte som angitt i krav 11, hvori hydroksypropyleterderivatet inneholder fra omtrent 0,5 % til omtrent 5 % reagert propylenoksyd.
13. Brønnborings- og vedlikeholdsfluid som omfatter en saltlake som har oppløst deri et salt valgt fra gruppen bestående av kalsiumbromid, sinkbromid, kalsiumklorid, natriumklorid, natriumformiat, kaliumformiat og blandinger derav, som har et tilsetningsstoff mot filtreringstap dispergert deri, karakterisert ved at tilsetningsstoffet mot filtreringstap omfatter et fornettet eterderivat av en hydrolysert stivelse, hvori stivelsen før fornetting og derivatisering er blitt hydrolysert i den grad at den vandige viskositet av stivelsen ved en konsentrasjon på 12 0 kg/m<3> er blitt redusert omtrent 2 5 % til omtrent 92 %, hvori viskositeten er lav skjær-viskositet målt ved anvendelse av et Brookfield viskosimeter ved 0,0636 sek"<1>, hvori den hydrolyserte stivelse er fornettet i den grad at Brabender-viskositeten av den hydrolyserte stivelsessuspensjon som undergår fornetting er innenfor omtrent 50 % til omtrent 100 % av den maksimale viskositet som kan oppnås i suspensjonen.
14. Fluid som angitt i krav 13, hvori den hydrolyserte stivelse er fornettet med epiklorhydrin, og hvori den hydrolyserte stivelse er reagert med fra omtrent 0,5 % til omtrent 5 % propylenoksyd til å danne hydroksypropyleterderivatet.
15. Brønnborings- og vedlikeholdsfluid som omfatter en saltlake som har oppløst deri et salt valgt fra gruppen bestående av kalsiumbromid, sinkbromid, kalsiumklorid, natriumklorid, natriumformiat, kaliumformiat og blandinger derav, som har et tilsetningsstoff mot filtreringstap dispergert deri, karakterisert ved at tilsetningsstoffet mot filtreringstap omfatter et fornettet eterderivat av stivelse, hvori stivelsen er blitt fornettet i den grad at Brabender-viskositeten av den hydrolyserte stivelsessuspensjon som undergår fornetting er innenfor omtrent 50 % til omtrent 100
% av den maksimale viskositet som kan oppnås i suspensjonen, hvilket derivat er blitt delvis depolymerisert slik at viskositeten av en vanndispersjon av det fornettede eterderivat av stivelse ved en konsentrasjon på 60 kg/m<3> er blitt redusert omtrent 15 % til omtrent 50 %, hvori viskositeten er lav skjær-viskositet målt ved anvendelse av et Brookfield viskosimeter ved 0,0636 sek"<1>.
16. Fluid som angitt i krav 15, hvori stivelsen er fornettet med epiklorhydrin og hvori stivelsen er reagert med fra omtrent.0,5 % til omtrent 5 % propylenoksyd til å danne hydroksypropyleterderivatet.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/512,676 US5641728A (en) | 1995-02-10 | 1995-08-08 | Control of the fluid loss of well drilling and servicing fluids |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO963295D0 NO963295D0 (no) | 1996-08-07 |
NO963295L NO963295L (no) | 1997-02-10 |
NO322730B1 true NO322730B1 (no) | 2006-12-04 |
Family
ID=24040077
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19963295A NO322730B1 (no) | 1995-08-08 | 1996-08-07 | Fremgangsmate for a redusere filtreringstapet av bronnborings- og vedlikeholdsfluider, samt bronnborings- og vedlikeholdsfluider omfattende et tilsetningsstoff mot filtreringstap. |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5641728A (no) |
EP (1) | EP0758011B1 (no) |
AR (1) | AR003197A1 (no) |
AU (1) | AU713951B2 (no) |
CA (1) | CA2178766C (no) |
DE (1) | DE69617132T2 (no) |
DK (1) | DK0758011T3 (no) |
NO (1) | NO322730B1 (no) |
Families Citing this family (25)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5728654A (en) * | 1995-08-25 | 1998-03-17 | Texas United Chemical Company, Llc. | Stabilized fluids containing soluble zinc |
AU5587598A (en) * | 1996-11-15 | 1998-06-03 | Tetra Technologies, Inc. | Clear brine drill-in fluid |
US5851959A (en) * | 1997-01-03 | 1998-12-22 | Chemstar Products Company | High temperature stable modified starch polymers and well drilling fluids employing same |
US6933262B1 (en) | 1997-03-18 | 2005-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Controlled hydration of starch in high density brine dispersion |
US5968879A (en) * | 1997-05-12 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric well completion and remedial compositions and methods |
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 |
US6133203A (en) * | 1998-04-02 | 2000-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids and additives therefor |
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 |
US6300286B1 (en) * | 1999-08-05 | 2001-10-09 | Texas United Chemical Company, L.L.C. | Divalent cation-containing well drilling and service fluid |
US6454005B1 (en) | 2001-03-09 | 2002-09-24 | Clearwater, Inc. | Treating shale and clay in hydrocarbon producing formations with combinations of guar and potassium formate |
US20030020047A1 (en) | 2001-07-11 | 2003-01-30 | Walker Michael L. | Method of increasing pH of high-density brines |
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 |
US20050101491A1 (en) * | 2003-11-11 | 2005-05-12 | Vollmer Daniel P. | Cellulosic suspensions employing alkali formate brines as carrier liquid |
US20050101490A1 (en) * | 2003-11-11 | 2005-05-12 | Vollmer Daniel P. | Cellulosic suspensions of alkali formate and method of using the same |
US7246665B2 (en) * | 2004-05-03 | 2007-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions in a subterranean formation |
US8444819B2 (en) * | 2004-06-16 | 2013-05-21 | Cargill, Incorporated | Cationic crosslinked waxy starch products, a method for producing the starch products, and use in paper products |
US7947627B2 (en) | 2006-12-14 | 2011-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control agent with triggerable removal mechanism |
US20120073809A1 (en) * | 2010-09-28 | 2012-03-29 | Eric Clum | Diversion pill and methods of using the same |
US20130333888A1 (en) * | 2012-06-19 | 2013-12-19 | Marco Tulio Rincon-Torres | Self-degrading ionically cross-linked biopolymer composition for well treatment |
US9790421B2 (en) | 2013-04-10 | 2017-10-17 | Ecolab Usa Inc. | Choline-based crosslinker compositions for fracturing fluids |
CN105987988A (zh) * | 2015-03-02 | 2016-10-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于评价钻井液的分散体系、评价方法及应用 |
US10711174B2 (en) | 2016-12-05 | 2020-07-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Divalent brine fluids having improved rheology and multifunctional properties |
CN109880602B (zh) * | 2019-03-27 | 2020-11-13 | 中国石油大学(华东) | 水基钻井液用纳米淀粉微球降滤失剂及其制备方法和水基钻井液 |
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 (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2929811A (en) * | 1958-11-28 | 1960-03-22 | Bernard T Hofreiter | Starch products of stable viscosity |
GB1499034A (en) * | 1973-04-27 | 1978-01-25 | Chem Additives Co | Well bore fluids and methods for reducing water loss in subterranean formation |
GB1591313A (en) * | 1976-08-09 | 1981-06-17 | Brinadd Co | Wellbore fluids and dry mix additive packages for use in such fluids |
US4411814A (en) * | 1977-09-23 | 1983-10-25 | Petrolite Corporation | Use of polyamines as demulsifiers |
US4822500A (en) * | 1988-02-29 | 1989-04-18 | Texas United Chemical Corporation | Saturated brine well treating fluids and additives therefore |
DE4141605A1 (de) * | 1991-12-17 | 1993-06-24 | Sueddeutsche Kalkstickstoff | Verfahren zur filtratreduzierung von gemischte metallhydroxide enthaltenden bohrspuelungen |
US5238065A (en) * | 1992-07-13 | 1993-08-24 | Texas United Chemical Corporation | Process and composition to enhance removal of polymer-containing filter cakes from wellbores |
US5514644A (en) * | 1993-12-14 | 1996-05-07 | Texas United Chemical Corporation | Polysaccharide containing fluids having enhanced thermal stability |
US5616541A (en) * | 1995-02-10 | 1997-04-01 | Texas United Chemical Company, Llc. | Low solids, high density fluids for well drilling |
-
1995
- 1995-08-08 US US08/512,676 patent/US5641728A/en not_active Expired - Lifetime
-
1996
- 1996-06-11 CA CA002178766A patent/CA2178766C/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-06-12 AU AU55945/96A patent/AU713951B2/en not_active Expired
- 1996-07-23 DE DE69617132T patent/DE69617132T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1996-07-23 EP EP96305405A patent/EP0758011B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-07-23 DK DK96305405T patent/DK0758011T3/da active
- 1996-08-05 AR ARP960103889A patent/AR003197A1/es unknown
- 1996-08-07 NO NO19963295A patent/NO322730B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO963295D0 (no) | 1996-08-07 |
DK0758011T3 (da) | 2002-05-13 |
EP0758011B1 (en) | 2001-11-21 |
DE69617132D1 (de) | 2002-01-03 |
CA2178766A1 (en) | 1997-02-09 |
AR003197A1 (es) | 1998-07-08 |
AU5594596A (en) | 1997-02-13 |
EP0758011A1 (en) | 1997-02-12 |
US5641728A (en) | 1997-06-24 |
NO963295L (no) | 1997-02-10 |
DE69617132T2 (de) | 2002-08-29 |
AU713951B2 (en) | 1999-12-16 |
CA2178766C (en) | 2008-10-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO322730B1 (no) | Fremgangsmate for a redusere filtreringstapet av bronnborings- og vedlikeholdsfluider, samt bronnborings- og vedlikeholdsfluider omfattende et tilsetningsstoff mot filtreringstap. | |
CA2314806C (en) | Divalent cation-containing well drilling and servicing fluid | |
US5616541A (en) | Low solids, high density fluids for well drilling | |
US5728652A (en) | Brine fluids having improved rheological charactersitics | |
US5804535A (en) | Well drilling and servicing fluids and methods of increasing the low shear rate viscosity thereof | |
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 | |
NO177325B (no) | Brönnbehandlingsvæske og tilsetningsmiddel | |
NO322883B1 (no) | Stabiliserte fluider inneholdende opploselig sink og fremgangsmate for a oke deres viskositet ved lav skjaerhastighet | |
NO327979B1 (no) | Bronnbearbeidingsfluider og en fremgangsmate for a oke deres termiske stabilitet | |
US6133203A (en) | Drilling fluids and additives therefor | |
NO329919B1 (no) | Fremgangsmate for a oke viskositeten ved lav skjaerhastighet og skjaertynningsindeksen til vannholdige fluider og derved dannede fluider | |
CA2525990C (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 | |
CA2575150C (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 |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees | ||
RE | Reestablishment of rights (par. 72 patents act) | ||
MK1K | Patent expired |