NO322732B1 - Saltlakebasert bore- og vedlikeholdsfluid. - Google Patents

Saltlakebasert bore- og vedlikeholdsfluid. Download PDF

Info

Publication number
NO322732B1
NO322732B1 NO19963296A NO963296A NO322732B1 NO 322732 B1 NO322732 B1 NO 322732B1 NO 19963296 A NO19963296 A NO 19963296A NO 963296 A NO963296 A NO 963296A NO 322732 B1 NO322732 B1 NO 322732B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
starch
fluid
silica
brine
group
Prior art date
Application number
NO19963296A
Other languages
English (en)
Other versions
NO963296D0 (no
NO963296L (no
Inventor
Jr James W Dobson
Ronald Lee Rock
Original Assignee
Texas United Chemical Co Llc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Texas United Chemical Co Llc filed Critical Texas United Chemical Co Llc
Publication of NO963296D0 publication Critical patent/NO963296D0/no
Publication of NO963296L publication Critical patent/NO963296L/no
Publication of NO322732B1 publication Critical patent/NO322732B1/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • C09K8/12Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • C09K8/08Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • C09K8/08Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • C09K8/10Cellulose or derivatives thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/18Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/925Completion or workover fluid

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)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører et saltlakebasert bore-og vedlikeholdsfluid.
Ved boringen av borehull med penetrering av underjordiske formasjoner, blir boreslam generelt sirkulert gjennom bore-hullene for å fjerne borekaks derfra og for å oppnå andre formål. De fleste boreslam utgjøres av suspenderte partikler av hydratisert leire i vann og vektmaterialer som baritt er ofte kombinert med boreslammene for å øke densitetene derav. Forskjellige tilsetningsstoffer anvendes også vanligvis i boreslam for å gi dem ønskede egenskaper, slik som å bevirke lavt filtreringstap fra boreslammene til underjordiske formasjoner i kontakt dermed. Når et borehull penetrerer en under-jordisk formasjon inneholdende de ønskede hydrokarbonfluider, kan imidlertid uoppløselige materialer i boreslammet som leire og baritt være skadelig for formasjonen. En filterkake eller kappe av slikt uoppløselig material kan dannes på over-flaten av formasjonen og noen faststoffer i filterkaken kan penetrere inn i formasjonen og som igjen kan resultere i en permanent reduksjon i formasjonens permeabilitet og hydrokar-bonproduserende evne.
For å forhindre skade på produksjonsformasjoner under boring og komplettering av borehull som penetrerer slike formasjoner og under etterfølgende gjennomføring av overhalingsprosedyr-er, er saltlaker hittil blitt anvendt i stedet for boreslam inneholdende uoppløselige faststoffer. Saltlakene er ikke-skadelige fordi saltene inneholdt deri som tilveiebringer densitet til saltlakene er oppløst, og ingen faststoffer er derved i kontakt med formasjonen. Fordi slike saltlaker som anvendes ved boring, komplettering og overhaling ikke inneholder uoppløste faststoffer, omtales de vanligvis som "klare saltlaker".
Ved prosesser gjennomført i borehuil som penetrerer underjordiske formasjoner inneholdende fluider under høye trykk,
må saltlakene som anvendes ha svært høye densiteter, f.eks. densiteter i området fra omtrent 1078 kg/m<3> til 2574 kg/m<3 >(9,0 til 21,5 pounds per gallon), for å forhindre ukontrol-
lert utblåsing av de trykksatte fluidene gjennom borehullet. Disse saltlakene inneholder typisk KC1, NaCl, CaCl2, NaBr, CaBr2, ZnCl2, ZnBr2, natriumformat og kaliumformat,' eller kombinasjoner av slike salter, og er relativt kostbare.
På grunn av de høye omkostninger i forbindelse med høydensi-tets-saltlaker for boring, komplettering og overhaling, blir de vanligvis gjenvunnet, filtrert og anvendt på nytt i brønn-vedlikeholdsoperasjoner. Tap av slike saltlaker er kostbart og visse saltlaker er ikke forenelige med visse formasjoner idet lakene bevirker skadelig presipitering deri, og som et resultat har filtreringstap-reduksjonsprosedyrer og tilsetningsstoffer til nå blitt anvendt sammen med høydensitets-saltlaker. Dette omfatter økning av viskositeten til saltlakene ved å kombinere hydratiserbare viskositetsøkende midler dermed som hydroksyetylcellulose og derivatiserte polysakkarider. Mens kombinasjonen av slike viskositets-økende midler med høydensitets-saltlaker har resultert i reduksjon av filtreringstap, er ufordelaktighetene at relativt store mengder av de viskositetsøkende midler kreves, man treffer ofte på problemer i forbindelse med å oppløse og hydratisere de viskositetsøkende midler i høydensitets-saltlakene, særlig saltlaker inneholdende sinkbromider, og den dannede viskositet går ofte tapt eller avtar sterkt når saltlakene anvendes i omgivelser med relativ høy temperatur eller lav pH.
US patenter 4.175.042 og 4.822.500 vedrører borefluider, brønnoverhalings- og kompletteringsfluider omfattende en mettet saltlake hvori et vannoppløselig salt, som ikke er oppløselig i den mettede saltlaken, og som har et spesielt størrelsesområde er suspendert i den mettede saltlaken sammen med passende polymeriske viskositets- og suspensjonstilset-ningsstoffer og passende midler mot filtreringstap. Representative mettede saltlaker kan inneholde ett eller flere salter som KC1, NaCl, CaCl2, ZnCl2, KBr, NaBr, CaBr2, ZnBr2, Na2S04, Na2C03, K2C03 og NaHC03. Representative vannoppløselige salter i partikkelstørrelse er KCl, NaCl, CaCl2, CaBr2, Na2S04, Na2C03, K2C03 og NaHC03. Representative viskositets-og suspensjons-tilsetningsstoffer er xanthangummi, cellulose-etere og guargummiderivater. Representative tilsetningsstoffer mot filtreringstap er kalsium, krom eller ferrokrom-lignosulfonater, karboksymetylcellulose og stivelser som maisstivelse, potetstivelse og tapiokastivelse og deres derivater. US patent 4.822.500 beskriver at xanthangummi og en spesiell epiklorhydrin-tverrbundet hydroksypropylstivelse kombinerer synergistisk i den mettede saltlaken til å gi utmerket regulering av suspensjon og av filtreringstap. Slike fluider med en mettet natriumkloridbasis-saltlake har vært svært vellykkede og er et foretrukket fluid for boring i hydrokarbonbærende formasjoner, som ved "horisontal boring".
Man har nå funnet at saltlakebaserte brønnborings- og vedlikeholdsfluider med utmerkede reologisk egenskaper og filtreringsegenskaper og med god termisk stabilitet, er tilveiebragt ved hjelp av fluidene i henhold til oppfinnelsen slik den er definert med de i kravene anførte trekk.
Fluidene i henhold til oppfinnelsen omfatter en saltlake, et viskositetsøkende middel av amorft silika, et biopolymer-viskositetsøkende middel, et tilsetningsstoff for å regulere filtreringstap og et tettingsmiddel ("bridging agent"). Eventuelt, men foretrukket inneholder fluidene også en alkalisk buffer.
Fluider med høy densitet og lavt faststoffinnhold i henhold til oppfinnelsen kan anvendes som boreslam/borefluider for olje og gass, særlig ved boring i hydrokarbonholdige formasjoner, som brønnoverhalingsfluider og kompletteringsfluider. Fluidene tilveiebringer utmerkede filtreringsegenskaper og gir ekstremt tynne filterkaker. Dette gir filterkaker som lettere kan fjernes, de gjør utrensing av brønnen enklere og gir bedre hydrokarbonproduksjon. Den utmerkede lave skjær-hastighetsviskositet (reologiske egenskaper) for fluidene tilveiebringer utmerkede suspensjonsegenskaper og hullrenseegenskaper. Ved å anvende både en silikaviskositetsøker og en biopolymerviskositetsøker for å gi de ønskede reologiske egenskaper, har fluidene bedre termisk stabilitet idet deres suspensjonsegenskaper og hullrenseegenskaper således opprett-holdes over et utstrakt temperaturområde.
Spesifikke utførelsesformer av oppfinnelsen skal nå beskrives mere detaljert i det etterfølgende.
Fluidene i henhold til oppfinnelsen omfatter en amorf silika-viskositetsøker, en biopolymer-viskositetsøker, et tilsetningsstoff mot filtreringstap og et tettingsmiddel dispergert eller suspendert i en saltlake (dvs. en vandig væske med en eller flere vannoppløselige salter oppløst deri).
Den foretrukne saltlaken inneholder et salt valgt fra gruppen som utgjøres av kalsiumbromid, sinkbromid, kalsiumklorid og blandinger derav. En slik saltlake kan også inneholde andre vannoppløselige salter oppløst deri. Konsentrasjonen av kalsiumbromid, sinkbromid, kalsiumklorid og annet vannopp-løselig salt i saltlaken kan være en hvilken som helst konsentrasjon opp til metning derav. Saltlakens densitet vil være fra omtrent 1200 kg/m<3> til omtrent 2400 kg/m<3>. Som indikert i det foregående er slike saltlaker vel kjent innen teknikkens stand. Andre saltlaker som kan anvendes i fluidene i henhold til oppfinnelsen inneholder natriumformat eller kaliumformat oppløst deri.
Viskositetsøkeren av amorft silika, som kjent og godtatt innen teknikken, er enten utledet ved hjelp av en væskefasepro-sess eller en dampprosess. Silikaer oppnådd ved dampproses-sen kalles røksilikaer eller pyrogene silikaer. Produkter som er oppnådd ved væskeprosessen er kategorisert som silikageler og presipiterte silikaer. Det er således tre adskilte typer av syntetiske silikaer på markedet:
1. Pyrogene silikaer
Pyrogene silikaer eller røksilikaer fremstilles ved å reagere silisiumtetrakloriddamp med oksygen og hydrogengass ved høye temperaturer. Disse produkter har høye eksterne overflatearealer og avviker fra andre silikaer (f.eks. geler, presipiterte silikaer) fremstilt fra væskefaseprosessen. Cabot og DeGussa er to leverandører av pyrogene silikaer.
2. Silikageler
Silikageler er av to typer: hydrogeler og aerogeler. Hydrogeler fremstilles ved å reagere et oppløselig silikat som natriumsilikat med sterk svovelsyre. Gelen vaskes til å være saltfri, tørkes, mikroniseres og klassifiseres deretter. Aerogeler fremstilles fra urene hydrogeler ved å erstatte vanninnholdet med en alkohol. Alkoholen utvinnes deretter ved å oppvarme gelen i en autoklav.
Aerogeler er lettere og luftigere enn hydrogeler fordi krymp-ing av gelstrukturen unngås under tørkeprosessen. Geler har svært store overflatearealer, generelt i området fra 3 00 til 1.000 m<2>/g og høy porøsitet. Silikageler tilbys f.eks. av W. R. Grae and Company under handelsnavnet Syloid; av Monsanto under handelsnavnet Santocel, og av Glidden under handelsnavnet Silicron.
3. Presipiterte silikaer
Presipiterte silikaer produseres ved destabilisering og presipitering av silika fra oppløselig silikat ved tilsetning av en mineralsyre og/eller syregasser. Reaktantene inkluderer således et alkalimetallsilikat og en uorganisk syre, som svovelsyre eller et surgjørende middel som C02.
Når det syredannende middel tilsettes til alkalimetallsilikatet på et bestemt tidspunkt under prosessen, begynner silika å presipitere. Tilsetning av det syredannende middel fortsetter inntil M20 av alkalimetallsilikatet"' (M er alkali-metallet) av det endelige silika er mindre enn omtrent 1 vekt% . Således, som en generell regel, tilsettes det syredannende middel til alkalimetallsilikatet for å nøytralisere alkalidelen bundet til silikatanionet. Reaksjonsslurryen filtreres og vaskes fri for reaksjons-biprodukt, som er alka-limetallsaltet av det syredannende middel. Filterkaken tørk-es og males for oppnå et silika med ønsket finhetsgrad.
For at silika skal være et effektivt tykningsmiddel må det ha en fin størrelse. Med fin størrelse menes at silikaet må være i et partikkelstørrelsesområde som er mindre enn 100 millimikron. Disse silikamaterialer kan enten ha en slik liten partikkelstørrelse initialt, eller de kan på enkel.måte deaggregeres eller disintegreres til denne lille partikkel-størrelse når de blandes inn i væsken som skal tyknes. Svært anvendbare silika-tykningsmidler er generelt blitt produsert ved hjelp av pyrogene teknikker. Disse silikaer er det ter-miske nedbrytningsprodukt av silikatetraklorid. En viktig egenskap med disse pyrogene silikamaterialer er at de er løst aggregert til en størrelse fra 0,5 til 5 /im, men ved blanding i en væske deaggregerer de lett til partikler med størrelse under 10 0 millimikron.
Silikafortykningsmidler er også blitt fremstilt ved hjelp av aerogelprosesser. Generelt er disse ikke så gode i tyknings-væsker som pyrogene silikaer.
US patent 4.216.113 omhandler en modifisert hydrogelprosess som fremstiller silika-tykningsmidler med en partikkelstør-relse i området fra 0,5 til 5 /zm. Det deaggregerer lett ved vanlig blanding til partikkelstørrelser under 100 millimikron. En kommersielt tilgjengelig presipitert silikavisko-sitetsøker er HI-SIL T-600, et produkt fra PPG Industries, Inc. Det har en gjennomsnittlig endelig partikkelstørrelse på 21 millimikron og en gjennomsnittlig agglomereringsstør-relse på 1,6 ztm.
De pyrogene røksilikaer er foretrukne.
Biopolymer-viskositetsøkeren som kan anvendes ved utførelsen av den foreliggende oppfinnelse er foretrukket en xanthomonasgummi (xanthangummi). Xanthomonasgummi er kommersielt tilgjengelig. Den er en vanlig anvendt viskositetsøker <p>g suspensjonsmiddel i en rekke fluider, og Xanthomonasgummi kan fremstilles ved fermentering av karbohydrat med bakterier av slekten Xanthomonas. Representativt for disse bakterier er Xanthomonas campestris, Xanthomonas phaseoli, Xanthomonas. mulvacearn, Xanthomonas carotoe, Xanthomonas traslucens, Xanthomonas hederae og Xanthomonas papavericoli. Gummien dannet ved bakterien Xanthomonas campestris er foretrukne for formålene i overensstemmelse med oppfinnelsen. Fermenter-ingen involverer vanligvis inokulering av et fermenterbart medium inneholdende et karbohydrat, forskjellige mineraler og en forbindelse som gir nitrogen. En rekke modifikasjoner i fermenteringsprosedyren og etterfølgende bearbeiding er vanlig. På grunn av de mange forskjellige fermenterings-teknikker og forskjeller i bearbeidingsoperasjon etter fermentering, vil forskjellige produksjonspartier av xanthomonasgummier ha noe avvikende oppløselighets- og viskositets-egenskaper. Xanthomonasgummier som er anvendbare i utførels-en av den foreliggende oppfinnelse er relativt hydratiserbare xanthomonasgummier.
Kolloiden er en polymer inneholdende mannose, glukose, gluku-ronsyresalter som kaliumglukuronat, natriumglukuronat eller lignende, og acetylradikaler. Andre xanthomonasbakterier er funnet som danner den hydrofile gummi og hvilken som helst av xanthangummiene og deres derivater kan anvendes i den foreliggende oppfinnelse. Xanthangummi er et lineært polysakkarid med høy molekylvekt som er lett oppløselig i vann og gir et viskøst fluid.
Andre biopolymerer fremstilt ved virkningen av andre bakterier eller sopp på passende fermenteringsmedier kan anvendes i fluidene i henhold til oppfinnelsen med den betingelse at de bibringer de ønskede synergistiske termisk stabile reologiske egenskaper dertil. Dette kan enkelt bestemmes av en fag-kyndig på området i overensstemmelse med læren angitt heri.
Betegnelsen "biopolymer" skal forstås til å bety et ekstracellulært polysakkarid med høy molekylvekt, som er større enn 500.000, fremstilt ved fermentering av en karbohydratkilde under innvirkning av bakterier eller sopp. Representative mikroorganismer er slektene Xanthomonas, Pseudomonas, Agro-bacterium, Arthrobacter, Rhizobium, Alcaligenes, Beijerincka og Sclerotium. Et succinoglukan-type polysakkarid fremstilt ved hjelp av mikroorganismer som NCIB 11592 og NCIB 11883 er kommersielt tilgjengelig.
Polymere tilsetningsstoffer mot filtreringstap anvendt i borefluider og vedlikeholdsfluider er såkalte vannoppløselige polymerer inkluderende pregelatinert stivelse, stivelsesderivater, cellulosederivater, lignocellulosederivater og syntetiske polymerer. Representative stivelsesderivater inkluderer hydroksyalkylstivelser som hydroksyetylstivelse, hydroksypropylstivelse, hydroksypropylkarboksymetylstivelse, de lett tverrbundne derivater derav, og lignende, karboksymetylstivelse og de lett tverrbundne derivater derav, kationiske stivelser som de tertiært aminoalkyleterderivater av stivelse, de lett tverrbundne derivater derav, og lignende, representative cellulosederivater inkluderer karboksymetylcellulose med lav molekylvekt og lignende. Representative lignocellulosedervater inkluderer alkalimetall- og jordalka-limetallsalter av lignosulfonsyre og pode-kopolymerer derav. Representative syntetiske polymerer inkluderer vinylsulfonat-kopolymerer og polymerer inneholdende andre sulfonatmonomer-er.
De foretrukne polymere tilsetningsstoffer mot filtreringstap som anvendes i den foreliggende oppfinnelse er stivelseseter-derivatene som hydroksyetylstivelse, hydroksypropylstiveIse, dihydroksypropylstivelse, karboksymetylstivelse, hydroksy-alkylkarboksymetylstivelse og kationiske stivelser, og lett tverrbundne derivater av disse stivelsesetere, mest foretrukket hydroksypropyleterderivatet av stivelse.
Mest foretrukket er det polymere tilsetningsstoff mot filtreringstap et stivelseseterderivat som er blitt lett tverrbundet, som med epiklorhydrin, fosforoksyklorid, oppløselige trimetafosfater, lineære dikarboksylsyreanhydrider, N,N<1->metylenbisakrylamid og andre reagenser som inneholder to eller flere funksjonelle grupper som er i stand i å reagere med minst to hydroksylgrupper. Det foretrukne tverrbindings-reagens er epiklorhydrid. Generelt er behandlingsnivået fra omtrent 0,0 05 % til 0,1 % av stivelsen for å gi en lav grad av tverrbinding på omtrent en tverrbinding pr 200 til 1000 anhydroglukoseenheter. Tverrbinding kan foretas før eller etter at stivelsen er derivatisert. I tillegg kan stivelsen modifiseres ved syre- eller enzymhydrolyse eller oksydasjon, til å gi en delvis depolymerisert stivelsespolymer med lavere molekylvekt for derivatisering. Alternativt kan stivelseseterderivatet modifiseres med syrehydrolyse eller oksydasjon til å gi et stivelseseterderivat med lavere molekylvekt. Boken med tittelen "Modified Starches: Properties and Uses", av O.B. Wurzburg 1986 (CRC Press, Inc. Boca Raton, Florida, USA) er en utmerket kilde for informasjon vedrørende frem-stillingen av stivelsesderivater.
Tettingsmidlene som kan anvendes i forbindelse med dén foreliggende oppfinnelse er vel kjent innen teknikken. De er faste, partikkelformede vannoppløselige salter eller syreopp-løselige materialer hvis partikler er blitt ordnet til å ha en partikkelstørrelsesfordeling som er tilstrekkelig til å tette porene i formasjonen som bringes i kontakt med bore- og vedlikeholdsfluider. Tettingsmiddelet må være passende opp-løselige i væsken som anvendes for å fremstille fluidet. Representative vannoppløselige salter inkluderer natriumklorid, kaliumklorid, kalsiumklorid, natriumformat, kaliumformat, natriumbromid, kaliumbromid, kalsiumbromid, natrium-acetat, kaliumacetat og lignende. Representative syreopp-løselige materialer inkluderer kalsiumkarbonat, dolomitt (kalsium/magnesiumkarbonat), jernkarbonat og andre karbonat-er. De foretrukne tettingsmidler er natriumklorid og kalsiumkarbonat .
Partikkelstørrelsesfordelingen til tettingsmiddelet må være tilstrekkelig til å tette over og forsegle porene i den underjordiske formasjon som bringes i kontakt med fluidet. Generelt, som angitt i US patent nr. 4.175.042, er et foretrukket partikkelstørrelsesområde fra omtrent 5 /im til omtrent 8 00 tim med mere enn omtrent 5 vekt% av partiklene grovere enn 44 /im. Nå er det imidlertid funnet at tilsetning av et supplementært tettingsmiddel med en partikkelstørrelse slik at minst 90 % av partiklene derav er mindre enn 10 /im og hvor den gjennomsnittlige partikkelstørrelsen er fra omtrent 3 til omtrent 5 /im nedsetter filtreringstapet av fluidene i henhold til oppfinnelsen og reduserer konsentrasjonen av polymer som er nødvendig til å gi ønsket grad av filtrerings-tapregulering til fluidene i henhold til oppfinnelsen.
Når tettingsmiddelet er vannoppløselig, er det foretrukket at saltlaken er mettet med hensyn til tettingsmiddelet, eller i det minste hovedsakelig mettet slik at mindre enn 10 vekt% av tettingsmiddelet er oppløst i saltlaken.
Eventuelt, men foretrukket, inneholder fluidene i henhold til oppfinnelsen en alkalisk buffer.
Den alkaliske buffer kan være et hvilket som helst alkalisk partikkelformet material med lav vannoppløselighet som vil reagere med syrer til å nedsette fluidenes aciditet. Representative alkaliske buffere er magnesiumoksyd, kalsiumoksyd, sinkoksyd, kalsinert dolomitt, magnesiumhydroksyd, kalsiumhydroksyd, sinkhydroksyd, hydratisert dolomittkalk (kalsium/- magnesiumhydroksyd), og lignende. I overensstemmelse med oppfinnelsen bør fluidene utvise pH-verdier i området fra omtrent 3,0 til omtrent 8,0. Saltlaker inneholdende sinkbromid bør har en pH som er mindre enn omtrent 6,0 noe som er vel kjent innen teknikken. Skjønt de aktuelle pH-verdier til svært konsentrerte saltoppløsninger ikke kan avleses nøyaktig ved anvendelse av et pH-meter, kan de relative pH-verdier til en rekke forskjellige svært konsentrerte saltoppløsninger sammenlignes nøyaktig. De" målte pH-verdier til slike svært konsentrerte oppløsninger vil således bli til en pålitelig målemetode for å bestemme den relative surnet til de involv-erte fluider. De målte pH-verdier bestemmes med et standard pH-meter, hvis elektrode er innført i oppløsningen som skal måles. Som anvendt heri refererer betegnelsen "målt pH" til pH-verdien bestemt på ovennevnte måte. Der det er nødvendig å justere den målte pH, kan justeringen utføres på stort sett et hvilket som helst tidspunkt.
Fluidene kan også inneholde et polart tilsetningsstoff med lav molekylvekt. Polare tilsetningsstoffer med lav molekylvekt som kan. anvendes i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse har en molekylvekt som er mindre enn omtrent 400 og inneholder en eller flere polar grupper pr molekyl valgt fra gruppen som utgjøres av hydroksyl, amino og blandinger derav. Disse inkluderer alkoholer, alkylenglykoler, polyalkylenglykoler, alkyletere av alkylenglykoler og polyalkylenglykoler, aminer, alkylendiaminer, polyalkylenpolyaminer, piperaziner, aminoalkoholer og lignende. De foretrukne polare tilsetings-stoff har den empiriske formel
H0-CaH2a<->Z
hvor a er et helt tall fra 1 til omtrent 5 og Z er et radikal valgt fra gruppen som utgjøres av H og (COb<H>2b)n<O>R hvor b er 2 eller 3, eller blandinger derav, n er et helt tall fra 0 til omtrent 3, og R er et radikal valgt fra gruppen som utgjøres av H, Cx<H>2x+1 og Cy<H>2y+1CO hvor x er et helt tall fra 1 til 5
og y er et helt tall fra 1 til 3. Foretrukket er a = 2 eller 3 og Z = (OCbH2b)nOR. Det er således foretrukket at det vann-oppløselige hydroksyholdige polare tilsetningsstoff inneholder minst to hydroksylgrupper eller minst en hydroksylgruppe
og minst en etergruppe eller radikal i sin molekylstruktur.
Det polare tilsetningsstoff kan tjene flere funksjoner i fluidene i henhold til oppfinnelsen. Det polare tilsetningsstoff kan tjene til å fjerne (reagere med) oppløst oksygen i fluidene, kan tjene til å binde mellom overflatehydroksyler på partiklene av silika-viskositetsøkeren, og kan tjene til å aktivere det polymere tilsetningsstoff mot filtreringstap og biopdlymeren i sinkbromidholdige saltlaker.
Konsentrasjonene av hjelpestoffene i fluidene i henhold til oppfinnelsen er som følger:
Vektforholdet mellom silika-viskositetsøker og biopolymer-viskositetsøker er fra 0,5 fra 8, foretrukket fra omtrent 1,0 til omtrent 3,0.
De foretrukne fluider i henhold til oppfinnelsen er kjenne-tegnet til å ha en lav skjær-viskositet ("Low Shear Viscosity") på mint 3000 centipoise (3 Pa-s), et sprut-tap ("Spurt Loss") på høyst 2 cm<3> og et 3 0 min. filtreringstap på høyst 10 cm<3>. Lav skjær-viskositet (LSV) for formålene i henhold til oppfinnelsen oppnås ved anvendelse av et Brookfield Model LVTDV-I viskometer med et spindeltall 2 eller 3 ved 0,3 omdr. pr min. (skjærhastighet på 0,063 sek-<1>). LSV er en indikasjon på suspensjonsegenskapene til fluidet, og desto større LSV desto bedre er suspensjonen av faststoffer i fluidet. Sprut-tap og filtreringstap i forbindelse med oppfinnelsen oppnås ved hjelp av en modifisert API filtre-ringstest. Til en API høytemperatur-filtreringscelle med f jernbare endebur adderes en sikt med åpninger på 44 ion. Det tilsettes deretter 67,5 g av en sortert sand til å gi et sandlag på 1,5 cm. Den sorterte sand har en partikkelstør-relse slik at all sand passerer gjennom en sikt med åpninger på 177 /im og holdes tilbake på en sikt med åpninger på 125 /im. Fluidet som skal testes helles langs innsidekanten av filtreringscellen slik at man ikke forstyrrer sandlaget. Filtreringstesten gjennomføres deretter i 3 0 min. ved den ønskede temperatur og under en trykkforskjell på 17,59 kg/cm<2 >oppnådd ved hjelp av nitrogen. Sprut-tap måles som den mengde fluid som utdrives fra filtreringscellen inntil fluid-strømmen er redusert til dråper. Filtreringstapet måles som den totale mengde fluid som er samlet i løpet av 3 0 min.
Fluidene i henhold til oppfinnelsen kan fremstilles ved å blande samme saltlaken, tilsetningsstoffet mot filtreringstap, silika, biopolymer og tettingsmiddel, og den alkaliske buffer og det polare tilsetningsstoff, dersom de anvendes, i en hvilken som helst rekkefølge. Det er imidlertid foretrukket at tilsetningsstoffet mot filtreringstap og biopolymeren først hydratiseres i en saltlake med en densitet på høyst omtrent 1704 kg/m<3> inneholdende det polare tilsetningsstoffet, dersom dette anvendes. Deretter blir resten av saltlaken som har den densitet som kreves for å oppnå et fluid med ønsket densitet, silikaet, tettingsmiddelet, den alkaliske buffer, dersom denne anvendes, og hvilke som helst ytterligere ønskelige tilsetningsstoffer blandet deri.
Fluidene i henhold til oppfinnelsen kan således foretrukket fremstilles ved å dispergere tilsetningsstoffet mot filtreringstap og biopolymeren i en saltlake med en densitet som er høyst omtrent 1704 kg/cm<3> inneholdende det polare tilsetningsstoffet, dersom dette anvendes, og med tilsetning av resten av saltlaken med den densitet som kreves for å oppnå et fluid med den ønskede densitet, tilsetning av silika-viskositetsøkeren, tettingsmiddelet og den alkaliske buffer, om den anvendes, og med inngående blanding derav.
For å beskrive oppfinnelsen mere fullstendig, er de etter-følgende eksempler angitt. I disse eksempler og i denne beskrivelse, kan følgende forkortelser anvendes: API = American Petroleum Institute, FLCA = tilsetningsstoff mot filtreringstap, NC = ingen kontroll, fullstendig tap av fluid, Nr = nummer, sek. = sekunder, min. = minutter, g = gram, cc = cm<3>, m = meter, °C = grader celsius, Pa = pascal,
% = prosent, kg/m<3> = kilogram pr kubikkmeter, Tr = spor,
PV = plastisk viskositet i pascalsekunder, YP = flytegrense i pascal, GS = 10 sekunder/IQ minutter gelstyrker i pascal,
LSV = Brookfield lav skjær-viskositet ved 0,3 omdr. pr min. i pascalsekunder.
Den plastiske viskositet, flytegrensen og gelstyrken ble oppnådd ved prosedyrer som er fremsatt i API Recommended Practice 13B-1.
Forskjellige saltlaker anvendes i eksemplene, som følger: saltlake I er en 1524 kg/m<3> kalsiumbromidlake inneholdende omtrent 31,9 vekt% CaBr2, saltlake II er en 23 04 kg/m<3> sinkbromid/kalsiumbromidlake inneholdende omtrent 52,8 vekt% ZnBr2 og 22,8 vekt% CaBr2, saltlake III er en 1812 kg/m<3 >CaCl2/CaBr2 saltlake inneholdende omtrent 18,8 vekt% CaCl2 og 42,3 vekt% CaBr2, saltlake IV er en 1704 kg/m<3> CaBr2 saltlake inneholdende omtrent 42,9 % CaBr2, saltlake V er en 1644 kg/m<3 >CaBr2 saltlake inneholdende omtrent 4 0,7 % CaBr2.
Tre sorterte kalsiumkarbonat-tettingsmidler er anvendt i eksemplene hvis partikler har partikkelstørrelsesfordeling som angitt i det etterfølgende.
Tilsetningsstoffene mot filtreringstap anvendt i eksemplene er som følger. Tilsetningsstoff nr. 1 mot filtreringstap er et epiklorhydrin-tverrbundet hydroksypropyleterderivat av maisstivelse fremstilt ved å reagere epiklorhydrin i en basisk suspensjon av voksaktig maisstivelse inntil viskositeten når omtrent 90 % av den maksimale oppnåelige viskositet, og deretter reageres den tverrbundne stivelsen med propylenoksyd slik at stivelsesderivatet inneholder omtrent 1,3 vekt% reagert propylenoksyd (se f.eks. US patent nr. 4.822.500). Tilsetningsstoff nr. 2 mot filtreringstap er det tilsvarende epiklorhydrin-tverrbundne hydroksypropyleterderivat av en hydrolysert maisstivelse hvor den voksaktige maisstivelsen først ble delvis hydrolysert (depolymerisert) med vannfri hydrogenkloridgass inntil lav skjær-viskositeten til en vandig slurry av den modifiserte stivelsen i en konsentrasjon på 12 0 kg/m<3> og en pH på 7 ble nedsatt med 75 %
(dvs. viskositeten til slurryen som inneholdt den depolymeriserte stivelsen var 25 % av viskositeten til slurryen som inneholdt 12 0 kg/m<3> av den ikke-modifiserte voksaktige mais-stivelsn). Tilsetningsstoff nr. 3 mot filtreringstap er det delvis hydrolyserte (depolymeriserte) epiklorhydrin-tverrbundne hydroksypropyleterderivat av voksaktig maisstivelse, tilsetningsstoff nr. 1 mot filtreringstap, hvor FLCA nr. 1 ble behandlet med vannfri hydrogenkloridgass inntil lav
skjær-viskositeten til en vannslurry av det delvis depolymeriserte stivelsesderivatet i en konsentrasjon på 60 kg/m<3> og en pH på 7 ble nedsatt med 2 8 % (dvs. viskositeten til slur-
ryen som inneholdt det delvis depolymeriserte stivelsesderi-vat var 72 % av viskositeten til en slurry som inneholdt 60 kg/m<3> av det ikke-modifiserte FLCA nr. 1).
Eksempel 1
3,2 5 g FLCA nr. 1 og 7,0 g FLCA nr. 2 ble dispergert i 177. cm<3> saltlake I. Til denne ble det under omrøring tilsatt 163 cm<3> av saltlake II, 5,0 g magnesiumoksydbuffer, 3,0 g Cab-O-Sil M5 silika-viskositetsøker, 25,0 g tettingsmiddel nr. 1 og 0,75 g Rhodopol 23P xanthangummi-viskositetsøker. Fluidet var såles et 192 0 kg/m<3> CaBr2/ZnBr fluid inneholdende 9,3 kg/m<3> FLCA nr. 1, 20,0 kg/m<3>FLCA nr. 2, 8,5 kg/m<3> silika-viskositetssøker, 2,14 kg/m<3> xanthangummibipolymer-viskositetsøker, 14,3 kg/m<3> magnesiumoksydbuffer, og 71,4 kg/m<3> tettingsmiddel nr. 1. De reologiske egenskaper, filtreringstap og pH til fluidet ble evaluert initialt og etter varmvalsing av fluidet ved 82,2°C i 16 timer. De oppnådde data er gitt i tabell A.
Eksempel 2
3,0 g FLCA nr. 1 og 6,0 g FLCA nr. 2 ble dispergert i 155 cm<3 >saltlake I. Til denne slurry ble det under blanding tilsatt 185 cm<3> av saltlake III, 0,5 g MgO, 0,5 g Cab-O-Sil M5 silika-viskositetsøker, 30 g tettingsmiddel nr. 2 og 1 g Rhodopol 23P xanthangummi-viskositetsøker. Fluidet ble evaluert som i eks. 1. De oppnådde data er gitt i tabell A.
Eksempler 3- 6
6,0 g FLCA nr. 2 og 3,0 g FLCA nr. 1 ble dispergert i 110 cm<3 >saltlake I. Til denne blanding ble det under omrøring tilsatt 230 cm<3>.saltlake IV, 0,5 g MgO, 2,0 g Cab-O-Sil M5 silika-viskositetsøker, 32,0 g tettingsmiddel nr. 3 og konsentrasjonen av xanthangummibiopolymer indikert i tabell B. De reologiske egenskaper til fluidene ble evaluert initialt og etter statisk aldring av fluidene ved 82,2°C i 16 timer. De oppnådde data er gitt i tabell B.
Eksempel 7
8,75 g FLCA nr. 3 ble dispergert i 150 cm<3> saltlake I. Til denne slurry ble det under blanding tilsatt 190 cm<3> saltlake IV, 0,5 g MgO, 5,0 g CAB-O-Sil M5 silika, 2 cm3 dietylengly-kol, 1,2 5 g xanthangummi og 3 0 g tettingsmiddel nr. 2. Lav skjær-viskositeten til fluidet var initialt 133 Pa-s, og etter varmvalsing ved 82,2°C i 16 timer var den 110,9 Pa-s.
Eksempel 8
Eksempel 7 ble gjentatt idet kun 5,0 g FLCA nr. 3 ble anvendt, og 3,75 g FLCA nr. 1 ble tilsatt. Lav skjær-viskositeten til fluidet var initialt 136,5 Pa-s, og etter varmvalsing ved 82,2°C i 16 timer var den 116 Pa-s..
Eksempel 9
7,0 g FLCA nr. 2 og 0,75 g ACTIGUM C56DF, en skleroglukan-biopolymer, ble dispergert i 340 cm<3> saltake V. Til denne ble det under blanding tilsatt 1,0 g magnesiumoksydbuffer,
1,0 g Cab-O-Sil M5 silika og 32,0 g tettingsmiddel nr. 2. Fluidet var således et 1680 kg/m<3> CaBr2 fluid inneholdende 20,0 kg/m<3> FLCA nr. 2, 2,85 kg/m<3> silika-viskositetsøker, 2,14 kg/m<3> skleroglukanbiopolymer-viskositetsøker, 2,85 kg/m<3 >magnesiumoksydbuffer og 91,4 kg/m<3> tettingsmiddel nr. 2. Bestemte egenskaper til fluidet ble evaluert initialt, etter varmvalsing ved 82,2°C i 16 timer og etter statisk aldring av fluidet ved 82,2°C i 16 timer. De oppnådde data er gitt i tabell C.

Claims (10)

1. Saltlakebasert bore- og vedlikeholdsfluid, karakterisert ved at det omfatter en saltr-lake som oppløst deri har et salt valgt fra gruppen som ut-gjøres av kalsiumbromid, sinkbromid, kalsiumklorid, natriumformat, kaliumformat og blandinger derav, og eventuelt ett eller flere ytterligere vannoppløselige salter, idet saltlaken' har en densitet fra omtrent 1200 kg/m<3> til omtrent 2400 kg/m<3>, en viskositetsøker, et tilsetningsstoff mot filtreringstap og et tettingsmiddel valgt fra gruppen som utgjøres av vannoppløselige partikkelformede salter som ikke er vesentlig oppløselige i saltlaken, syreoppløselige materialer, og blandinger derav, og hvor en forbedring omfatter at det som viskositetsøker (1) anvendes et amorft silika med en maksimal partikkelstørrelse på høyst 100 millimikron og (2) en biopolymer, som er et ekstracellulært polysakkarid med en molekylvekt som er større enn 500 000 fremstilt ved fermentering av en karbohydratkilde under innvirkning av bakterier eller sopp, idet vektforholdet mellom silika og biopolymer er fra 0,5 til 8.
2. Fluid som angitt i krav 1, karakterisert ved at tilsetningsstoffet mot filtreringstap er valgt fra gruppen som består av stivelsesderivater, cellulosederivater, lignocellulosederivater og blandinger derav.
3. Fluid som angitt i krav 1, karakterisert ved at tilsetningsstoffet mot filtreringstap er et stivelseseterderivat.
4. Fluid som angitt i krav 1, karakterisert ved at tilsetningsstoffet mot filtreringstap er et stivelseseterderivat valgt fra gruppen som består av hydroksyetylstivelse, hydroksypropylstivelse, dihydroksypropylstivelse, karboksymetylstivelse, hydroksy-alkylkarboksymetylstivelse, kationisk stivelse og de lett tverrbundne derivater derav som har omtrent en tverrbinding pr 200 til 1000 anhydroglukoseenheter i stivelsesderivatet, og blandinger derav.
5. Fluid som angitt i krav 4, karakterisert ved at stivelseseterderivatet er avledet fra en stivelse som er blitt delvis hydrolysert for å nedsette molekylvekten av stivelsen eller hvori stivelseseterderivatet er blitt delvis depolymerisert for å nedsette molekylvekten derav.
6. Fluid som angitt i krav 3, 4 eller 5, karakterisert ved at fluidet inneholder fra omtrent 1,4 til omtrent 14,3 kg/m<3> av silika-viskositetsøker-en, fra omtrent 0,7 til omtrent 8,6 kg/m<3> av biopolymeren, fra omtrent 8,5 til omtrent 42,8 kg/m<3> av tilsetningsstoffet mot filtreringstap, fra omtrent 28,6 til omtrent 143 kg/m<3> av tettingsmiddelet, fra 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 tilsetningsstoff .
7. Fluid som angitt i krav 1, 3, 4 eller 5, karakterisert ved at nevnte silika er en røksilika og at biopolymeren er en xanthangummi.
8. Fluid som angitt i krav 6, karakterisert ved at nevnte silika er en røksilika og at biopolymeren er en xanthangummi.
9. Fluid som angitt i krav 8, karakterisert ved at tettingsmiddelet er valgt fra gruppen som består av natriumklorid, kalsiumkarbonat, og blandinger derav.
10. Fluid som angitt i krav 9, karakterisert ved at den alkaliske buffer er valgt fra gruppen som består av magnesiumoksyd, magnesiumhydroksyd, kalsiumoksyd, kalsiumhydroksyd, sinkoksyd, sinkhydroksyd og blandinger derav, og hvor det polare tilsetningsstoff . har den empiriske formel HO-CaH2a-Z hvor a er et helt tall fra 1 til omtrent 5, og Z er et radikal som er valgt fra gruppen som består av H og (O<C>bH2b)nOR hvor 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 som består av H, Cx<H>2x+1 og CyH2y+1CO, hvori x er et helt tall fra 1 til 5, og y er et helt tall fra 1 til 3.
NO19963296A 1995-08-25 1996-08-07 Saltlakebasert bore- og vedlikeholdsfluid. NO322732B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/512,675 US5728652A (en) 1995-02-10 1995-08-25 Brine fluids having improved rheological charactersitics

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO963296D0 NO963296D0 (no) 1996-08-07
NO963296L NO963296L (no) 1997-02-10
NO322732B1 true NO322732B1 (no) 2006-12-04

Family

ID=24040071

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19963296A NO322732B1 (no) 1995-08-25 1996-08-07 Saltlakebasert bore- og vedlikeholdsfluid.

Country Status (8)

Country Link
US (1) US5728652A (no)
EP (1) EP0786507B1 (no)
AR (1) AR003318A1 (no)
AU (1) AU701372B2 (no)
CA (1) CA2178767C (no)
DE (1) DE69617623T2 (no)
DK (1) DK0786507T3 (no)
NO (1) NO322732B1 (no)

Families Citing this family (43)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US6786153B2 (en) 2002-09-19 2004-09-07 Interflex Laser Engravers, Llc Printing rolls having wear indicators and methods for determining wear of printing and anilox rolls and sleeves
GB2315505B (en) * 1996-07-24 1998-07-22 Sofitech Nv An additive for increasing the density of a fluid and fluid comprising such additve
US7267291B2 (en) 1996-07-24 2007-09-11 M-I Llc Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive
US20030203822A1 (en) 1996-07-24 2003-10-30 Bradbury Andrew J. Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control
US5881826A (en) * 1997-02-13 1999-03-16 Actisystems, Inc. Aphron-containing well drilling and servicing fluids
US6123159A (en) * 1997-02-13 2000-09-26 Actisystems, Inc. Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability
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
SE514022C2 (sv) * 1998-03-23 2000-12-11 Perstorp Ab En blandad formiat- och bromidsaltlösning för användning i borrvätskor
US6133203A (en) * 1998-04-02 2000-10-17 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluids and additives therefor
WO1999052991A1 (en) * 1998-04-14 1999-10-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for delaying the crosslinking of crosslinkable polysaccharide-based lost circulation materials
US6300286B1 (en) * 1999-08-05 2001-10-09 Texas United Chemical Company, L.L.C. Divalent cation-containing well drilling and service fluid
FR2805823B1 (fr) * 2000-03-02 2004-02-13 Inst Francais Du Petrole Additif reducteur de filtrat et fluide de puits contenant cet additif
US6649571B1 (en) 2000-04-04 2003-11-18 Masi Technologies, L.L.C. Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids
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
US6913915B2 (en) * 2001-08-02 2005-07-05 Phoenix Pharmacologics, Inc. PEG-modified uricase
ATE483779T1 (de) * 2002-04-16 2010-10-15 Texas United Chemical Corp Viskose ölflüssigkeiten und deren verwendung als bohrspülung
US8034749B2 (en) 2002-12-31 2011-10-11 Baker Hughes Incorporated Aerogels effective to reduce drilling fluid density
US6983798B2 (en) * 2003-03-05 2006-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and fluid compositions for depositing and removing filter cake in a well bore
US7268101B2 (en) * 2003-11-13 2007-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Formate based liquid gel concentrates
AU2005250481B2 (en) 2004-06-03 2009-10-08 M-I L.L.C. The use of sized barite as a weighting agent for drilling fluids
IL167566A (en) 2004-08-16 2010-12-30 Dsm Ip Assets Bv Methods of preparation of monolayers and bilayers comprising ultra high molecular weight polyethylene and ballistic resistant articles manufactured therefrom
EP1896548A1 (en) * 2005-06-30 2008-03-12 M-I L.L.C. Fluid loss pills
US8017563B2 (en) * 2006-03-09 2011-09-13 M-I L.L.C. Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof
US8377409B2 (en) * 2009-09-15 2013-02-19 Ati Properties, Inc. Methods for making brines
US20120073809A1 (en) * 2010-09-28 2012-03-29 Eric Clum Diversion pill and methods of using the same
AU2012250584B2 (en) 2011-05-04 2016-11-10 Texas United Chemical Company, Llc Methods and compositions using hydrocarbon- based crosslinking fluids with non- detectable BTEX levels
US9790421B2 (en) 2013-04-10 2017-10-17 Ecolab Usa Inc. Choline-based crosslinker compositions for fracturing fluids
MX370754B (es) 2014-08-05 2019-12-20 Halliburton Energy Services Inc Fluidos de perforación a base de polímeros que contienen materiales no biodegradables y métodos para usarlos.
US10030187B2 (en) 2014-08-05 2018-07-24 Halliburton Energy Services, Inc. Polymer-based drilling fluids containing non-biodegradable particulates and methods for use thereof
GB2564063B (en) 2016-03-24 2022-04-06 Tetra Tech High density, low TCT divalent brines and uses thereof
WO2017165753A1 (en) 2016-03-24 2017-09-28 Tetra, Technologies, Inc. Improving the temperature stability of polyols and sugar alcohols in brines
US11136486B2 (en) 2016-03-24 2021-10-05 Tetra Technologies, Inc. High density, low TCT monovalent brines and uses thereof
WO2018080437A1 (en) * 2016-10-25 2018-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for diversion and controlling fluid-loss using formate brine compositions
US10711174B2 (en) 2016-12-05 2020-07-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Divalent brine fluids having improved rheology and multifunctional properties
US10851278B2 (en) 2017-10-24 2020-12-01 Tetra Technologies, Inc. Stabilization and reduction of TCT of brines containing monovalent iodides
US11453817B2 (en) 2017-10-24 2022-09-27 Tetra Technologies, Inc. Stabilization of iodide-containing brines and brine mixtures
US11021645B2 (en) 2017-10-24 2021-06-01 Tetra Technologies, Inc Stabilization and reduction of TCT of divalent iodide-containing brines
CN111378421B (zh) * 2018-12-28 2022-06-03 中国石油天然气股份有限公司 压井液及其制备方法
US11773705B1 (en) 2022-09-30 2023-10-03 Halliburton Energy Services, Inc. Changing calcium carbonate particle size with starch for reservoir fluids

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
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
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
US5514644A (en) * 1993-12-14 1996-05-07 Texas United Chemical Corporation Polysaccharide containing fluids having enhanced thermal stability
GB9404374D0 (en) * 1994-03-07 1994-04-20 Ici Plc Drilling fluids
US5616541A (en) * 1995-02-10 1997-04-01 Texas United Chemical Company, Llc. Low solids, high density fluids for well drilling

Also Published As

Publication number Publication date
AU701372B2 (en) 1999-01-28
US5728652A (en) 1998-03-17
DE69617623T2 (de) 2002-08-08
NO963296D0 (no) 1996-08-07
DK0786507T3 (da) 2002-12-02
AR003318A1 (es) 1998-07-08
CA2178767C (en) 2008-09-02
DE69617623D1 (de) 2002-01-17
EP0786507A1 (en) 1997-07-30
NO963296L (no) 1997-02-10
EP0786507B1 (en) 2001-12-05
CA2178767A1 (en) 1997-02-26
AU5594696A (en) 1997-02-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO322732B1 (no) Saltlakebasert bore- og vedlikeholdsfluid.
CA2218214C (en) Stabilized fluids containing soluble zinc
US5616541A (en) Low solids, high density fluids for well drilling
CA2252161C (en) Glycol solution drilling system
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
NO326820B1 (no) Bronnborings- og vedlikeholdsfluid og fremgangsmate for okning av viskositeten derav ved lav skjaerhastighet
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
NO331827B1 (no) Oljebasert bore- og hjelpefluid, dets anvendelse samt fremgangsmate for a oke den termiske stabilitet
AU2004324079B2 (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