NO326820B1 - Bronnborings- og vedlikeholdsfluid og fremgangsmate for okning av viskositeten derav ved lav skjaerhastighet - Google Patents
Bronnborings- og vedlikeholdsfluid og fremgangsmate for okning av viskositeten derav ved lav skjaerhastighet Download PDFInfo
- Publication number
- NO326820B1 NO326820B1 NO19982638A NO982638A NO326820B1 NO 326820 B1 NO326820 B1 NO 326820B1 NO 19982638 A NO19982638 A NO 19982638A NO 982638 A NO982638 A NO 982638A NO 326820 B1 NO326820 B1 NO 326820B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- viscosity
- fluid
- biopolymer
- stated
- formate
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 102
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 18
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 title claims description 11
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 59
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 59
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 52
- 229920000945 Amylopectin Polymers 0.000 claims description 44
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims description 35
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 29
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 29
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 24
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 24
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 23
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 21
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 17
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 15
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 15
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 15
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 15
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 15
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 14
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 14
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 14
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 13
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 claims description 13
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 claims description 13
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims description 11
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 claims description 10
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 claims description 10
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 10
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 claims description 8
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 229920000856 Amylose Polymers 0.000 claims description 7
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 claims description 7
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 claims description 7
- 241000233866 Fungi Species 0.000 claims description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 6
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 claims description 5
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 3
- 229920002261 Corn starch Polymers 0.000 description 14
- 239000008120 corn starch Substances 0.000 description 13
- 229940099112 cornstarch Drugs 0.000 description 13
- 241000589634 Xanthomonas Species 0.000 description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 6
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 208000005156 Dehydration Diseases 0.000 description 5
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 3
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 2
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- -1 dialdehydes Chemical compound 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- XHXFXVLFKHQFAL-UHFFFAOYSA-N phosphoryl trichloride Chemical compound ClP(Cl)(Cl)=O XHXFXVLFKHQFAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Substances [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 230000009044 synergistic interaction Effects 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000589158 Agrobacterium Species 0.000 description 1
- 241000588986 Alcaligenes Species 0.000 description 1
- 241000186063 Arthrobacter Species 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 241000179216 Lychnis ringspot virus Species 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
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- 241000589516 Pseudomonas Species 0.000 description 1
- 241000589180 Rhizobium Species 0.000 description 1
- 241001558929 Sclerotium <basidiomycota> Species 0.000 description 1
- WNFHGZLVUQBPMA-JSCKKFHOSA-M Sodium glucuronate Chemical compound [Na+].O=C[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)C([O-])=O WNFHGZLVUQBPMA-JSCKKFHOSA-M 0.000 description 1
- 241000063699 Xanthomonas campestris pv. hederae Species 0.000 description 1
- 241000194062 Xanthomonas phaseoli Species 0.000 description 1
- 241000589643 Xanthomonas translucens Species 0.000 description 1
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- IAJILQKETJEXLJ-QTBDOELSSA-N aldehydo-D-glucuronic acid Chemical class O=C[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)C(O)=O IAJILQKETJEXLJ-QTBDOELSSA-N 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical group [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 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
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 125000005442 diisocyanate group Chemical group 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- AFOSIXZFDONLBT-UHFFFAOYSA-N divinyl sulfone Chemical compound C=CS(=O)(=O)C=C AFOSIXZFDONLBT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000013538 functional additive Substances 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000001963 growth medium Substances 0.000 description 1
- 150000002366 halogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001341 hydroxy propyl starch Substances 0.000 description 1
- 235000013828 hydroxypropyl starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000011081 inoculation Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 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 1
- 239000007788 liquid Substances 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
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 150000004045 organic chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- UVGZJJKEELPWRH-JSCKKFHOSA-M potassium (2S,3S,4S,5R)-2,3,4,5-tetrahydroxy-6-oxohexanoate Chemical compound [K+].O=C[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)C([O-])=O UVGZJJKEELPWRH-JSCKKFHOSA-M 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—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
- 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
- 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)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører et brønnborings- og vedlikeholdsfluid, og en fremgangsmåte for økning av viskositeten derav ved lav skjærhastighet.
Teknikke ns stilling
Anvendelse av fluider for utførelse av forskjellige opera-sjoner i borehullene i underjordiske olje- og gassbrønner som er i kontakt med en produserende formasjon er velkjent. Inn-boringsfluider benyttes således ved initial boring inn i produserende formasjoner. Kompletteringsfluider benyttes når forskjellige kompletteringsoperasjoner utføres i de produserende formasjoner. Brønnoverhalingsfluider benyttes ved ut-førelse av brønnoverhalingsoperasjoner av tidligere komplet-terte brønner.
En av de viktigste funksjonene til disse fluidene er å tette igjen overflaten av borehullet slik at fluidet ikke tapes til formasjonen. Ideelt sett utføres dette ved avsetning av en filterkake av faststoffene i fluidet over overflaten av borehullet uten noe tap av faststoffer til formasjonen. Med andre ord, danner faststoffene i fluidet bro over porene i formasjonen snarere enn permanent å plugge porene. Dette er særlig kritisk ved utførelse av horisontale boreoperasjoner i hydrokarbonholdige formasj oner.
Mange leirefrie fluider er blitt foreslått for å bringes i kontakt med den produserende sone av olje- og gassbrønner.
Se f.eks. de følgende US patenter: Jackson et al. 3.785.438, Alexander 3.872.018, Fischer et al. 3.882.029, Walker 3.956.141, Smithey 3.986.964, Jackson et al. 4.003.838, Mondshine 4.175.042, Mondshine 4.186.803, Mondshine 4.369.843, Mondshine 4.620.596, Dobson, jr. et al. 4.822.500 og Johnson 5.504.062.
Disse fluidene inneholder generelt polymere viskositetsøkende midler slik som visse polysakkarider eller polysakkaridderi-vater, polymere tilsetningsstoffer for å kontrollere filtreringstap slik som lignosulfonater, polysakkarider eller poly-sakkaridderivater, og brodannende faststoffer. Som omhandlet i Dobson jr. et al., US patent nr. 4.822.500, interagerer en xantan-biopolymer og en epiklorhydrin-fornettet hydroksypro-pylstivelse-tilsetningsstoff for kontroll av filtreringstap synergistisk til å gi suspensjon og kontroll av filtreringstap i visse av disse fluidene.
Clarke-Sturman, US patent nr. 4.900.457 omhandler anvendelse av formiatsalter for å fremme den termiske stabilitet av visse vandige polysakkaridholdige oppløsninger.
Magnesiumoksyd er blitt omhandlet for anvendelse i forskjellige polysakkaridholdige fluider for å øke den termiske stabilitet derav. Se f.eks. de følgende US patenter: Jackson 3.852.201, Jackson 3.953.335, Hartfield 3.988.246, Jackson 4.025.443 og Dobson, jr. 5.514.644.
De følgende publikasjoner diskuterer alle anvendelsen av for-miat-saltlaker i bore- og kompletteringsfluider: (1) "Formåte Brines: New Solutions to Deep Slim-Hole Drilling Fluid Design Problems", J.D. Downs, SPE (Society of Petroleum Engineers) Paper No. 24973, 1992, (2) "Laboratory Development and Field Testing of Succinoglycan as Fluid-Loss Control Fluid", H.C. Lau, SPE Paper No. 26724, 1993, (3) "Development of Environ-mentally Benign Formate-Based Drilling and Completion Fluids", J.D. Downs et al., SPE Paper No. 27143, 1994, (4) "Formåte Brines for Drilling and Completion: State of the Art", S.K. Howard, SPE Paper No. 30498, 1995, (5) "Cesium Formåte; Results and Analysis of Drilling with a New High Density Unweighted Brine", M.S. Ramsey et al., SPE Paper No. 26425, 1996, (6) "Scleroglucan Biopolymer Enhances WBM Performances", G. Gallino et al., SPE Paper No. 36426, 1996, (7) "Formåte Brines-New Fluids for Drilling and Completion", M.S. Ramsey et al., Petroleum Engineer International, Jan. 1996, pp. 33-37, (8) "Use of Formate-Based Fluids for Drilling and Completion", John H. Hallman, Offshore, Aug. 1996, pp. 63, 64, 82, 84, og (9) "New High-Density Unweighted Brine", Journal of Petroleum Technology, Nov. 1996, pp. 1045-1046. Disse referansene omhandler saltlakebaserte fluider som har oppløst deri, opp til metning, natriumformiat, kaliumformiat og cesiumformiat. Viskositetsøkende midler omhandlet for anvendelse deri er visse polysakkarider slik som bio-polymerene xantangummi og skleroglukangummi. Tilsetningsstoffer for kontroll av filtreringstap for anvendelse deri er forskjellige cellulose- og stivelsesderivater.
Det er velkjent at visse biopolymerholdige fluider er skjærfortynnende, idet de utviser en høy viskositet ved lav skjærhastighet og en lav viskositet ved høy skjærhastighet. En viskositet ved nær null skjærhastighet (0,06 til 0,11 sek.-<1>) tilveiebringer en numerisk verdi som er relatert til evnen av et fluid til å suspendere partikler eller borekaks under sta-tiske betingelser. Omvendt, vedrører en viskositet målt ved skjærhastigheter over 20 sek"<1> hullrengjøringskapabiliteten av et fluid under ringformede strømningsbetingelser. Slike fluider har vært ytterst vellykket for anvendelse i høyvinkel-og horisontalboring. Se f.eks.: (1) "Drill-In Fluids Improve High-Angle Well Production", Supplement to Petroleum Engineer International, March, 1995, p. 5-11, og (2) "Soluble Bridging Particle Drilling System Generates Successful Completions in Unconsolidated Sand Reservoirs", J. Dobson og D. Kayga, pre-sentert på 5th International Conference on Horizontal Well Technology, Amsterdam, Nederland, 14-16 juli 1993.
Det er et behov innen brønnborings- og vedlikeholdsindustrien for forbedrede skjærfortynningsfluider som er kjennetegnet ved en høy viskositet ved lav skjærhastighet (LSRV) og et lavt filtreringstap.
Oppsummering av oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelse vedrører et brønnborings- og vedlikeholdsfluid, kjennetegnet ved at det omfatter et biopolymer-viskositetsøkende middel, et modifisert stivelse-til-setningsstoff for kontroll av filtreringstap og en vandig saltlake som har oppløst deri et formiatsalt valgt fra gruppen bestående av kaliumformiat, cesiumformiat og blandinger derav, hvori den modifiserte stivelse omfatter en forgelatinert fornettet amylopektinstivelse inneholdende mindre enn 10 vekt% amylose som er blitt fornettet i en slik grad at viskositeten av en basisk vandig amylopektinstivelsessuspensjon som undergår fornetting er innenfor omtrent 25% til omtrent
60% av den maksimale viskositet som kan oppnås, hvori biopolymeren er et ekstracellulært polysakkarid med molekylvekt over 500.000 fremstilt ved fermentering av en karbohydratkilde ved virkning av bakterier eller sopp.
I en utførelsesform av brønnborings- og vedlikeholdsfluidet ifølge oppfinnelsen er den modifiserte stivelsen omfattende amylopektin, slik som en voksaktig stivelse, foretrukket blitt fornettet i en slik grad at viskositeten av en basisk vandig amylopektinstivelsessuspensjon som undergår fornetting er fra omtrent 25% til mindre enn omtrent 50% av den maksimale viskositet som kan oppnås.
Den fornettede amylopektin interagerer med biopolymeren for synergistisk å øke viskositeten ved lav skjærhastighet av fluidene og redusere filtreringstapet derav.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører videre en fremgangsmåte for økning av viskositeten ved lav skjærhastighet ved omgivelsestemperaturer av en vandig saltlake som har oppløst deri et formiatsalt valgt fra gruppen bestående av kaliumformiat, cesiumformiat og blandinger derav, kjennetegnet ved at den omfatter tilsetning til saltlaken av en biopolymer og en for-gelatinert fornettet amylopektinstivelse inneholdende mindre enn 10 vekt% amylose som har blitt fornettet i en slik grad at viskositeten av en basisk vandig amylopektinstivelsessuspensjon som undergår fornetting er innenfor omtrent 25% til omtrent 60% av den maksimale viskositet som kan oppnås, hvori biopolymeren er et ekstracellulært polysakkarid med molekylvekt over 500.000 fremstilt ved fermentering av en karbohydratkilde ved virkning av bakterier eller sopp.
I en utførelsesform av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er amylopektinet foretrukket blitt modifisert ved fornetting i en slik grad at viskositeten av en basisk vandig amylopektinstivelsessuspensjon som undergår fornetting er fra omtrent 25% til mindre enn omtrent 50% av den maksimale viskositet som kan oppnås.
Viskositeten ved lav skjærhastighet ved omgivelsestemperaturer kan ytterligere økes ved tilsetning av magnesiumoksyd til saltlaken.
Det er derfor et formål for denne oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte for å øke viskositeten ved lav skjærhastighet ved omgivelsestemperaturer av vandige kaliumformiatholdige og cesiumformiatholdige saltlaker.
Det er et annet formål for denne oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte for å øke viskositeten ved lav skjærhastighet av vandige kaliumformiatholdige og cesiumformiatholdige saltlaker som ikke krever lange blandetider og forhøyede temperaturer for å oppnå økningen av viskositet ved lav skjærhastighet .
Enda et formål for oppfinnelsen er å tilveiebringe skjærfortynnende brønnborings- og vedlikeholdsfluider omfattende en biopolymer og en spesiell forgelatinert fornettet amylopektin (voksaktig) stivelse i en kaliumformiatholdig eller cesium-formiatholdig saltlake, idet slike fluider kjennetegnes ved en forhøyet viskositet ved lav skjærhastighet og lavt filtreringstap før fluidene utsettes for en forhøyet temperatur.
Et ytterligere formål for oppfinnelsen er å øke viskositeten ved lav skjærhastighet av vandige saltlaker omfattende et formiatsalt valgt fra gruppen bestående av kaliumformiat, cesiumformiat og blandinger derav, som omfatter å tilsette til saltlaken en biopolymer og en spesiell forgelatinert fornettet amylopektinstivelse hvorved biopolymeren og stivelsen synergistisk interagerer til å øke viskositeten ved lav skjærhastighet av saltlaken.
Andre formål og de flere fordeler ved den foreliggende oppfinnelse vil bli åpenbare for de fagkyndige innen området ved gjennomlesing av beskrivelsen og de vedføyde krav.
Mens oppfinnelsen kan anta forskjellige modifikasjoner og alternative former, vil spesielle utførelsesformer derav i det etterfølgende bli beskrevet i detalj og vist gjennom eksempler.
Blandingene kan omfatte, bestå hovedsakelig av eller bestå av de angitte materialer. Fremgangsmåten kan omfatte, bestå hovedsakelig av eller bestå av de angitte trinn med de angitte materialer.
Detaljert beskrivelse a v oppfinnelsen
Deri foreliggende oppfinnelse er basert på det funn at biopolymer-viskositetsøkende midler som er kjent i teknikken for å øke viskositeten av formiatsaltholdige saltlaker ikke gir fluider som utviser signifikante skjærfortynnende egenskaper før fluidene utsettes for forhøyede temperaturer.
Det er nå funnet at brønnborings- og vedlikeholdsfluider omfattende et biopolymer-viskositetsøkende middel i en vandig saltlake som har oppløst deri et formiatsalt valgt fra gruppen bestående av kaliumformiat, cesiumformiat og blandinger derav, utviser fremragende skjærfortynnende egenskaper ved omgivelsestemperaturer, uten først å utsette fluidene for forhøyede temperaturer, ved innlemmelse i fluidene av en spesiell forgelatinert fornettet amylopektinstivelse som beskrevet i det etterfølgende, og eventuelt magnesiumoksyd. Den modifiserte amylopektinstivelse øker ikke bare synergistisk viskositeten ved lav skjærhastighet av fluidene, idet de skjærfortynnende egenskaper av fluidene således økes, den reduserer også filtreringstapet av fluidene.
Det biopolymer-viskositetsøkende middel som er anvendbart ved utførelse av denne oppfinnelsen er foretrukket en xanthomonasgummi (xantangummi). Xanthomonasgummi er kommersielt tilgjengelig. Den er et alminnelig anvendt viskositetsøkende middel og suspensjonsmiddel i en rekke forskjellige fluider. Xanthomonasgummi kan fremstilles ved fermentering av karbohydrat med bakterier av slekten Xanthomonas. Representative slike bakterier er Xanthomonas campestris, Xanthomonas phaseoli, Xanthomonas mulvacearn, Xanthomonas carotoe, Xanthomonas translucens, Xanthomonas hederae og Xanthomonas papavericoli. Gummien fremstilt ved hjelp av bakterien Xanthomonas campestris er foretrukket for denne oppfinnelsens formål. Fermenteringen involverer vanligvis inokulering av et fermenterbart dyrkingsmedium inneholdende et karbohydrat, forskjellige mineraler og en nitrogenavgivende forbindelse. Et antall modifikasjoner i fermenteringsprosedyren og etter-følgende bearbeiding anvendes kommersielt. På grunn av de mange forskjellige fermenteringsteknikker og forskjell i bearbeidingsoperasjon etter fermentering, vil forskjellige produksjonspartier av xanthomonasgummi ha noe forskjellige oppløselighets- og viskositetsegenskaper. Xanthomonasgummier som er anvendbare i utførelsen av den foreliggende oppfinnelse er relativt hydratiserbare xanthomonasgummier.
Kolloidet er en polymer inneholdende mannose, glukose, gluku-ronsyresalter slik som kaliumglukuronat, natriumglukuronat e.l., og acetylradikaler. Andre Xanthomonasbakterier er blitt funnet som produserer den hydrofile gummi og alle xan-tangummiene og deres derivater kan anvendes i denne oppfinnelsen. Xantangummi er et lineært polysakkarid med høy molekylvekt som er lett oppløselig i vann til å danne et viskøst fluid.
Andre biopolymerer fremstilt ved hjelp av virkningen av andre bakterier, eller sopp, på passende fermenteringsmediumer kan anvendes i fluidene ifølge den foreliggende oppfinnelse for-utsatt at de bibringer de ønskede synergistiske reologiske egenskaper dertil. Dette kan lett bestemmes av en fagkyndig i teknikken i samsvar med læren i denne beskrivelsen.
Betegnelsen "biopolymer" betyr et ekstracellulært (excellu-lar) polysakkarid med molekylvekt over 500.000, fremstilt ved fermentering av en karbohydratkilde ved hjelp av virkningen av bakterier eller sopp. Representative mikroorganismer er slekten Xanthomonas, Pseudomonas, Agrobacterium, Arthrobacter, Rhizobium, Alcaligenes, Beijerincka og Sclero-tium. Et succinoglukan-type polysakkarid produsert ved hjelp av mikroorganismer slik som NCIB 11592 og NCIB 11883 er kommersielt tilgjengelige.
Stivelse er en naturlig polymer som inneholder en overflod av hydroksylgrupper. Hver anhydroglukoseenhet inneholder to sekundære hydroksylgrupper og et stort flertall inneholder primære hydroksylgrupper. Disse hydroksylgruppene er poten-sielt istand til å reagere med ethvert kjemikalium som er istand til å reagere med alkoholiske hydroksylgrupper. Dette vil inkludere en rekke forskjellige forbindelser slik som syreanhydrider, organiske klorforbindelser, aldehyder, epoksy, etyleniske forbindelser etc. Når det spesifiserte kjemikalium inneholder to eller flere enheter som er istand til å reagere med hydroksylgrupper, er det en mulighet for å reagere to forskjellige hydroksylgrupper som resulterer i fornetting mellom hydroksylgrupper på det samme molekylet eller på forskjellige molekyler.
Kjemien til stivelse og fremstillingen av en mengde derivater derav er velkjent. En bok med tittelen "Modified Starches: Properties ånd Uses", av O.B. Wurzburg, 1986 (CRC Press, Inc., Boca Raton, Florida, USA) er en fremragende kilde for informasjon i fremstillingen av modifiserte stivelser. Hva angår fremstillingen av de fornettede stivelser ifølge oppfinnelsen er kapittelet med tittelen "Crosslinked Starches" særlig relevant.
Representative fornettingsmaterialer er epiklorhydrin og andre epihalohydriner, formaldehyd, fosforoksyklorid, tri-metafosfat, dialdehyder, vinylsulfon, diepoksyder, diiso-cyanater, bis(hydroksymetyl)etylenurea o.l. Den foretrukne fornettingsforbindelse er epiklorhydrin.
Fornetting av stivelsen resulterer i en økning i molekyl-vekten av stivelsen og en økning i viskositeten av vandige dispersjoner av stivelsen.
Reaksjonsbetingelsene anvendt ved fremstilling av fornettede stivelser varierer vidt avhengig av det spesifikke bi- eller polyfunksjonelle reagens som anvendes for fornettingen. Generelt kjøres mesteparten av reaksjonene på vandige suspen-sjoner av stivelse ved temperaturer i området fra romtemperatur opp til omtrent 50°C. Ofte anvendes et alkali slik som natriumhydroksyd for å fremme reaksjonen. Reaksjonene 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 den ønskede grad av fornetting (vanligvis som målt ved en eller annen type viskositetstest eller reologi-test) nås, nøytraliseres stivelsessuspensjonen og stivelsen filtreres og vaskes for å fjerne salter, eventuell ureagert reagens, og andre urenheter fremstilt ved sidereaksjoner av fornettingsreagenset med vann. Konigsberg, US patent nr. 2.500.950 omhandler fornettingen av stivelse med epoksyhalo-genforbindelser slik som epiklorhydrin.
Det er foretrukket at amylopektinstivelsen for anvendelse i den foreliggende oppfinnelse er fornettet med epiklorhydrin i en basisk vandig stivelsessuspensjon ved en temperatur og i en tidsperiode slik at Brabander-viskositeten av suspensjonen er innenfor omtrent 25% til omtrent 60% av den maksimalt oppnåelige viskositet, foretrukket fra omtrent 25% til mindre enn omtrent 50% av den maksimalt oppnåelige viskositet. Viskositeten vil variere med mengden av fornetting og testbe-tingelsene, dvs. temperatur, konsentrasjoner etc. En visko-sitetstopp indikerer maksimal fornetting. Når den ønskede viskositet er nådd termineres fornettingsreaksjonen. Et Brabender viskosimeter er et standard viskosimeter som er lett tilgjengelig på det åpne marked og velkjent for de fagkyndige i teknikken.
Som angitt er den fornettede amylopektinstivelse ifølge oppfinnelsen forgelatinert. Betegnelsen "gelatinering" er velkjent innen fagområdet og anvendes generelt for å beskrive svellingen og hydratiseringen av stivelser. Stivelsesgra-nuler er uoppløselige i kaldt vann men suger opp vann rever-sibelt og sveller lett. I varmt vann forekommer imidlertid en stor irreversibel svelling som frembringer gelatinering. Gelatinering foregår over et adskilt temperaturområde som avhenger av type stivelse. Siden gelatinering øker viskositeten av en stivelsessuspensjon utføres gelatineringen av stivelsen foretrukket etter at aamylopektinstivelsen er fornettet i ønsket grad som angitt heri. Visse kjemikalier øker gelatineringstemperaturområdet for stivelser og slike kjemikalier kan således være tilstede under fornettingen av amylopektinet slik at fornettingstemperaturen kan økes uten at gelatinering av stivelsen forekommer. Betegnelsen "for-gelatinert" angir at det fornettede amylopektin er blitt gelatinert slik at det fornettede amylopektin ikke undergår gelatinering ved tilsetning av dette til formiatsaltlakene i den foreliggende oppfinnelse.
Det fornettede amylopektin gelatineres normalt ved oppvarming av det fornettede amylopektin ved en temperatur over gela-tiner ingstemperaturen, slik som under tørking av den fornettede stivelsesslurry.
Som angitt er det forgelatinerte fornettede amylopektin for anvendelse i den foreliggende oppfinnelse foretrukket avledet fra en voksaktig stivelse, foretrukket voksaktig korn (mais) stivelse. Som kjent er voksaktige stivelser praktisk talt bare amylopektin mens vanlige stivelser inneholder både amylose- og amylopektinmolekyler. Por denne oppfinnelsens formål og dennes patentkrav, inneholder amylopektinet mindre enn 10 vekt% amylose, foretrukket ikke mer enn omtrent 5% amylose.
Formiatsaltlaker er velkjent innen området brønnborings- og vedlikeholdsfluider, noe som referansene anført i det fore-gående indikerer. Saltlaker inneholdende natriumformiat, kaliumformiat eller cesiumformiat er kommersielt tilgjengelige. Oppløseligheten av formiatene øker i rekkefølgen natriumformiat < kaliumformiat < cesiumformiat. Således av-tar densiteten av saltlaker som er mettet med formiatene i rekkefølgen cesiumformiat > kaliumformiat > natriumformiat. Saltlakene som kan anvendes i den foreliggende oppfinnelse har oppløst deri kaliumformiat, cesiumformiat eller blandinger derav. Det er funnet at saltlaker inneholdende merk-bare konsentrasjoner av natriumformiat oppløst deri ikke utviser de økte skjærfortynnende egenskaper som er ønsket ved omgivelsestemperaturer ved blanding av biopolymeren og den forgelatinerte fornettede amylopektinstivelse deri.
Formiatsaltlakene kan inneholde andre forenlige vannoppløse-lige salter deri. Betegnelsen "forenlig" som anvendt heri hva angår den foreliggende oppfinnelse refererer til et salt som ikke resulterer i presipitatdannelse i saltlaken og/eller som ikke hindrer den omhandlede forgelatinerte fornettede amylopektinstivelse i synergistisk å interagere med biopolymeren ved omgivelsestemperaturer.
Fluidene ifølge oppfinnelsen kan inneholde andre funksjonelle additiver for å bibringe spesifikke egenskaper til fluidene. Således kan fluidene inneholde brodannende midler, vektmate-rialer (som kan funksjonere som brodannende midler i et passende partikkelstørrelsesområde), korrosjonsinhibitorer, antioksydasjonsmidler, oksygenfjerningsmidler, reduksjons-midler, supplerende tilsetningsstoffer for kontroll av filtreringstap, supplerende viskositetsøkende midler o.l.
Det er foretrukket at fluidene ifølge oppfinnelsen har et brodannende middel innlemmet deri. De brodannende midler som er anvendbare i oppfinnelsen er velkjent innen fagområdet.
De er faste, partikkelformede vannoppløselige salter eller syreoppløselige materialer hvis partikler er blitt sortert til å ha en partikkelstørrelsesfordeling som er tilstrekkelig til å tette igjen porene i formasjonene som bringes i kontakt med brønnborings- og vedlikeholdsfluidet. Det brodannende middel må ikke være merkbart oppløselig i væsken anvendt til å fremstille fluidet. Representative vannoppløselige salter inkluderer kaliumklorid og kaliumformiat. Representative syreoppløselige materialer inkluderer kalsiumkarbonat, dolo-mitt (kalsium/magnesiumkarbonat), jernkarbonat og andre kar-bonater. De foretrukne brodannende midler er kaliumklorid og kalisumkarbonat. Partikkelstørrelsesfordelingen av det brodannende middel må være tilstrekkelig til å danne bro over og forsegle porene i den underjordiske formasjonen som bringes i kontakt med fluidet.
Fluidene ifølge oppfinnelsen kan eventuelt inneholde magnesiumoksyd. Det er funnet at tilsetningen av magnesiumoksyd til fluidene i tillegg øker den synergistiske interaksjon mellom bipolymeren og den forgelatinerte fornettede amylopektinstivelse til signifikant å øke viskositeten ved lav skjærhastighet av fluidene ved omgivelsestemperaturer.
Fluidene kan fremstilles og fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen utføres ved blanding av formiatsaltlaken med biopolymeren og den forgelatinerte fornettede amylopektinstivelse ved omgivelsestemperatur. Det er foretrukket at det even-tuelle magnesiumoksyd og brodannende middel tilsettes etter at biopolymeren og den forgelatinerte fornettede amylopektinstivelse er blitt blandet med formiatsaltlaken. Formiatsaltlaken og således brønnborings- og vedlikeholdsfluidene fremstilt derfra kan naturligvis være ved en temperatur over omgivelsestemperaturen, selv om det er et trekk ved denne oppfinnelsen at slike forhøyede temperaturer ikke er nød-vendig for at den synergistiske interaksjon av biopolymeren og den forgelatinerte fornettede amylopektinstivelse skal forekomme slik at fluidene utviser skjærfortynnende, forhøyet viskositet ved lav skjærhastighet.
Konsentrasjonene av biopolymeren og den forgelatinerte fornettede amylopektinstivelse i fluidene ifølge oppfinnelsen må være tilstrekkelig til å gi fluidene de ønskede reologiske egenskaper og egenskaper med kontroll av fluidtap, generelt som følger:
De foretrukne fluider ifølge oppfinnelsen kjennetegnes ved å ha en viskositet ved lav skjærhastighet (Low Shear Rate Viscosity) på minst 10.000 centipoise, et sprutetap (Spurt Loss) ikke over omtrent 3 cm<3>, og et tretti (30) minutter filtreringstap (Fluid Loss) mindre enn omtrent 10 cm<3>. Foretrukket vil viskositeten ved lav skjærhastighet av fluidene etter aldring av fluidene ved 121°C i 16 timer være mindre enn omtrent 150% av viskositeten ved lav skjærhastighet som utvises av fluidet før en slik aldring. Viskositeten ved lav skjærhastighet (Low Shear Rate Viscosity; LSRV) for oppfinnelsens formål oppnås under anvendelse av et Brookfield Model LVTDV-I viskosimeter som har en spindel nummer 2 eller 3 ved 0,3 omdreininger pr. minutt (skjærhastighet på 0,063 sek"<1>). LSRV er en indikasjon på suspensjonsegenskapene av fluidet, jo høyere LSRV jo bedre er suspensjonen av faststoffer i fluidet. Sprutetapet (Spurt Loss) og filtreringstapet (Fluid Loss) for oppfinnelsens formål oppnås ved hjelp av en modifisert API filtreringstest. Til en API høytemperatur-filt-reringscelle med avtagbare endebur tilføres således en kera-misk skive med 5 mikrometer åpninger og som er mettet med vann. Fluidet som skal testes helles langs den innvendige kanten av filtreringscellen for ikke å forstyrre sandlaget. Filtreringstesten utføres deretter i 30 min. ved den ønskede temperatur på 165,5°C (330°F) under en trykkforskjell på 17,59 kg/cm<2> (250 pund pr. tomme<2>) tilveiebragt ved hjelp av nitro-gen. Sprutetapet måles som mengden fluid som drives ut fra filtreringscellen inntil strømmen av fluid er redusert til dråper. Filtreringstapet måles som den totale mengde fluid samlet i løpet av 3 0 min.
For å beskrive oppfinnelsen mer fullstendig, gis de etter-følgende eksempler. I disse eksemplene og denne beskrivelsen kan de følgende forkortelser anvendes: API = American Petroleum Institute; IK = ingen kontroll, fullstendig tap av fluid; Nr. = nummer; sek = sekunder; lbm/gal = pund pr. U.S. gallon; lbm/fat = pund pr. 42 gallon fat; cm = centimeter; m = meter; °C = grader Celsius; °F = grader Fahrenheit; Pa = pascal; cp = centipoise; kg = kilogram; cp = centipoise; opm = omdreininger pr. min.; VR = varmrullet; LSRV = Brookfield viskositet ved lav skjærhastighet ved 0,3 omdreininger pr. min.,. 0,06 sek-<1>, i centipoise; PXLWCS = for-gelatinert fornettet voksaktig maisstivelse i oppfinnelsen.
I eksemplene er stivelsesderivater nr. 1, 2, 3 og 4 ikke eksempler ifølge oppfinnelsen, og er vurdert kun for sammen-lignings formål.
Eksempel 1
En for-gelatinert epiklorhydrin-fornettet voksaktig maisstivelse, modifisert slik at Brabender-viskositeten av den alkaliske voksaktige maisstivelsessuspensjon som undergår fornetting er større enn 25% og mindre enn 50% av den maksimalt oppnåelige viskositet i suspensjonen, ble dispergert, ved blanding ved romtemperatur, i en 1440 kg/m<3> (12,0 lbm/- gal) kaliumformiatsaltlake ved konsentrasjon på 64 kg/m<3 >(22,4 lbm/bbl). LSRV ble oppnådd. Deretter ble saltlaken varmrullet i 16 timer ved 121°C, avkjølt til romtemperatur og LRSV igjen oppnådd. Fire kommersielt anskaffede stivelsesderivater (ikke eksempler ifølge oppfinnelsen) ble også vurdert for sammenligning. Dataene er angitt i tabell 1. Dataene angir at den modifiserte voksaktige stivelse ifølge den foreliggende oppfinnelse signifikant økte LSRV av saltlaken ved omgivelsestemperatur og krevde ikke forhøyet temperatur for hydratisering derav.
<*> PXLWCS = den forgelatinerte fornettede voksaktige maisstivelse ifølge oppfinnelsen.
Eksempel 2
En xantangummi-biopolymer ble dispergert, ved blanding ved romtemperatur, i en 1440 kg/m<3> (12,0 lbm/gal) kaliumformiatsaltlake ved en konsentrasjon på 2,86 kg/m<3> (1,0 lbm/fat). LSRV av fluidet ble oppnådd. Deretter ble fluidet varmrullet ved 121°C i 16 timer, avkjølt til omgivelsestemperatur, blandet og LSRV igjen vurdert. Den forgelatinerte fornettede voksaktige maisstivelse ifølge oppfinnelsen, eksempel 1, og de kommersielt oppnådde stivelsesderivater angitt i eksempel 1 ble likeledes evaluert ved en konsentrasjon på 22,86 kg/m<3 >(8 lbm/fat). Fluider inneholdende både 2,86 kg/m<3> (1,0 lbm/- fat) av biopolymeren og 22,86 kg/m<3> (8 lbm/fat) av de modifiserte stivelser ble også fremstilt og vurdert. De oppnådde data er angitt i tabell 2. Dataene indikerer at den forgelatinerte fornettede amylopektin (voksaktig) stivelse i den foreliggende oppfinnelsen synergistisk interagerte med xantangummi -biopolymeren ved omgivelsestemperatur til signifikant å øke viskositeten ved lav skjærhastighet og viskositeten ved høy skjærhastighet av fluidet. Dataene indikerer også at fluidet ifølge oppfinnelsen, fluid nr. 3, hadde fremragende termisk stabilitet og krevde ikke en forhøyet temperatur for å oppnå en økt viskositet ved lav skjærhastighet.
<*> VR = Etter varmrulling ved 121°C i 16 timer
<**> = LSRV etter varmrulling som prosent av LSRV før varmrulling
Eksempel 3
Fluider inneholdende 2,86 kg/m<3> xantangummi, 22,86 kg/m<3> for-gelatinert fornettet voksaktig maisstivelse (som i eksempel 1) og 180 kg/m<3> av et kalsiumkarbonat-brodannende middel blir fremstilt i en 1440 kg/m<3> kaliumformiatsaltlake. LSRV og filtreringstap ble vurdert initialt og etter varmrulling av fluidene ved 121°C i 16 timer. Stivelsesderivatene, som ikke er et eksempel ifølge oppfinnelsen, ble likeledes vurdert. De oppnådde data er angitt i tabell 3.
Dataene illustrerer den fremragende viskositet ved lav skjærhastighet, kontroll av filtreringstap, og termisk stabilitet av fluidene ifølge oppfinnelsen, og indikerer at biopolymeren og den forgelatinerte fornettede amylopektinstivelse ifølge oppfinnelsen økte viskositeten ved lav skjærhastighet av fluidet.
Eksempel 4
Den forgelatinerte fornettede voksaktige maisstivelse i oppfinnelsen, eksempel 1, ble dispergert ved 64 kg/m<3> (22,4 lbm/- fat) i kaliumformiatsaltlaker med densiteter på 1380 kg/m<3 >(11,5 lbm/gal), 1440 kg/m<3> (12,0 lbm/gal), 1500 kg/m<3> (12,5 lbm/gal) og 1579 kg/m<3> (13,16 lbm/gal). Fluidene ble vurdert som i eksempel 1. De oppnådde data er angitt i tabell 4. Dataene indikerer at den forgelatinerte fornettede voksaktige maisstivelse hydratiserte i saltlakene ved omgivelses (rom) temperatur til i betydelig grad å øke viskositeten ved lav skjærhastighet av fluidene.
Eksempel 5
Den forgelatinert fornettede voksaktige maisstivelse i oppfinnelsen, eksempel 1, ble dispergert ved 45,7 kg/m<3> (16 bm/fat) i cesiumformiatsaltlaker med densiteter på 192 0 kg/m<3> (16 lbm/gal), 2040 kg/m<3> (17 lbm/gal) og 2160 kg/m3 (18 lbm/gal). Fluidene ble bedømt som i eksempel l. De oppnådde data er angitt i tabell 5. Dataene indikerer at den forgelatinerte fornettede voksaktige maisstivelse hydratiserte i saltlakene ved omgivelsestemperatur til i betydelig grad å øke viskositeten ved lav skjærhastighet av fluidene.
Eksempel 6
Effekten av magnesiumoksyd på de initiale viskositeter ved høy og lav skjærhastighet av en 1440 kg/m<3> (12,0 lbm/gal) kaliumformiatsaltlake hvortil det hadde blitt tilsatt (1) 2,86 kg/m<3> xantangummi, (2) 22,86 kg/m<3> av den forgelatinerte fornettede voksaktige maisstivelse i oppfinnelsen (eksempel 1) eller (3) både 2,86 kg/m<3> xantangummi og 22,86 kg/m<3> av den forgelatinerte fornettede voksaktige maisstivelse, ble vurdert: De oppnådde data er angitt i tabell 6. Dataene indikerer at magnesiumoksydet økte skjærhastighetsviskositeten av fluidene, og økte synergien mellom xantangummien og den forgelatinerte fornettede voksaktige maisstivelse som målt ved den initiale viskositet ved lav skjærhastighet.
Eksempel 7
Det ble fremstilt et 1260 kg/m<3> (10,5 lbm/gal) fluid inneholdende 0,1526 kg/m<3> (0,96 fat) av en 1200 kg/m<3> (10,0 lbm/gal) kaliumformiatsaltlake, 2,857 kg/m<3> (1 lbm/gal) xantangummi, 22,86 kg/m<3> (8 lbm/gal) av det forgelatinerte fornettede amylopektin i oppfinnelsen (eksempel 1), 1,43 kg/m<3> (0,5 lbm/gal) magneisumoksyd og 108,6 kg/m<3> (38 lbm/gal) kalsiumkarbonat -brodannende middel. API reologien, viskositet ved lav skjærhastighet, pH og filtreringstap ble deretter oppnådd. Deretter ble fluidet varmrullet ved 137,8°C (280°F) i 16 timer, avkjølt, blandet på ny, og testet på ny. Fluidet ble også statisk aldret ved 165,5°C (330°F) i 16 timer, av-kjølt, blandet på ny, og testet på ny. De oppnådde data er angitt i tabell 7. Dataene indikerer de fremragende reologiske egenskaper, egenskapene med kontroll av filtreringstap, og termisk stabilitet av fluidene ifølge oppfinnelsen.
Eksempel 8
Det ble fremstilt et 1752 kg/m<3> (14,6 lbm/gal) fluid inneholdende 0,1415 m<3> (0,89 fat) av en 1440 kg/m<3> (12,0 lbm/gal) kaliumformiatsaltlake, 2,857 kg/m<3> (1 lbm/fat) av en xantangummi, 11,43 kg/m<3> (4 lbm/bbl) av det forgelatinerte fornettede amylopektin i oppfinnelsen (eksempel 1), 85,7 kg/m<3> (30 lbm/fat) kalsiumkarbonat-brodannende midler og 382,8 kg/m<3 >(134 lbm/fat) av et jernoksyd-vektmaterial. API reologien, viskositet ved lav skjærhastighet, pH og filtreringstap ble deretter oppnådd. Deretter ble fluidet statisk aldret ved 165,5°C (330°F) i 16 timer, avkjølt, blandet på ny, og testet på ny. Fluidet ble også varmrullet ved 137,8°C (280°F) i 64 timer, avkjølt, blandet på ny, og testet på ny. De oppnådde data er angitt i tabell 8. Dataene indikerer de fremragene reologiske egenskaper, egenskaper med kontroll av fluidtap, og termisk stabilitet av fluidene ifølge oppfinnelsen.
Claims (16)
1. Brønnborings- og vedlikeholdsfluid, karakterisert ved at det omfatter et biopolymer-viskositetsøkende middel, et modifisert stivelse-til-setningsstoff for kontroll av filtreringstap og en vandig saltlake som har oppløst deri et formiatsalt valgt fra gruppen bestående av kaliumformiat, cesiumformiat og blandinger derav, hvori den modifiserte stivelse omfatter en forgelatinert fornettet amylopektinstivelse inneholdende mindre enn 10 vekt% amylose som er blitt fornettet i en slik grad at viskositeten av en basisk vandig amylopektinstivelsessuspensjon som undergår fornetting er innenfor omtrent 25% til omtrent 60% av den maksimale viskositet som kan oppnås, hvori biopolymeren er et ekstracellulært polysakkarid med molekylvekt over 500.000 fremstilt ved fermentering av en karbohydratkilde ved virkning av bakterier eller sopp.
2. Fluid som angitt i krav 1,
karakterisert ved at viskositeten er fra omtrent 25% til mindre enn omtrent 50% av den maksimale viskositet som kan oppnås.
3. Fluid som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at det ytterligere omfatter et brodannende middel suspendert deri.
4. Fluid som angitt i krav 3,
karakterisert ved at det brodannende middel er valgt fra gruppen bestående av kaliumklorid, kaliumformiat, kalsiumkarbonat og blandinger derav.
5. Fluid som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at biopolymeren er en xantangummi.
6. Fluid som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at det ytterligere omfatter magnesiumoksyd.
7. Fluid som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at amylopektinstivelsen er fornettet med epiklorhydrin.
8. Fluid som angitt i krav. 1 eller 2, karakterisert ved at amylopektinstivelsen er fornettet med epiklorhydrin og hvori biopolymeren er en xantangummi.
9. Fremgangsmåte for økning av viskositeten ved lav skjærhastighet ved omgivelsestemperaturer av en vandig saltlake som har oppløst deri et formiatsalt valgt fra gruppen bestående av kaliumformiat, cesiumformiat og blandinger derav, karakterisert ved at den omfatter tilsetning til saltlaken av en biopolymer og en forgelatinert fornettet amylopektinstivelse inneholdende mindre enn 10 vekt% amylose som har blitt fornettet i en slik grad at viskositeten av en basisk vandig amylopektinstivelsessuspensjon som undergår fornetting er innenfor omtrent 25% til omtrent 60% av den maksimale viskositet som kan oppnås, hvori biopolymeren er et ekstracellulært polysakkarid med molekylvekt over 500.000 fremstilt ved fermentering av en karbohydratkilde ved virkning av bakterier eller sopp.
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 9, karakterisert ved at viskositeten er fra omtrent 25% til mindre enn omtrent 50% av den maksimale viskositet som kan oppnås.
11. Fremgangsmåte som angitt i krav 9 eller 10, karakterisert ved at den ytterligere omfatter tilsetning til saltlaken av et brodannende middel.
12. Fremgangsmåte som angitt i krav 11, karakterisert ved at det brodannende middel er valgt fra gruppen bestående av kaliumklorid, kaliumformiat, kalsiumkarbonat og blandinger derav.
13. ' Fremgangsmåte som angitt i krav 9 eller 10, karakterisert ved at biopolymeren er en xantangummi.
14. Fremgangsmåte som angitt i krav 9 eller 10, karakterisert ved at den ytterligere omfatter tilsetning til saltlaken av magnesiumoksyd.
15. Fremgangsmåte som angitt i krav 9 eller 10, karakterisert ved at amylopektinstivelsen er fornettet med epiklorhydrin.
16. Fremgangsmåte som angitt i krav 9 eller 10, karakterisert ved at amylopektinstivelsen er fornettet med epiklorhydrin og hvori biopolymeren er en xantangummi.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/871,389 US5804535A (en) | 1997-06-09 | 1997-06-09 | Well drilling and servicing fluids and methods of increasing the low shear rate viscosity thereof |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO982638D0 NO982638D0 (no) | 1998-06-08 |
| NO982638L NO982638L (no) | 1998-12-10 |
| NO326820B1 true NO326820B1 (no) | 2009-02-23 |
Family
ID=25357339
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19982638A NO326820B1 (no) | 1997-06-09 | 1998-06-08 | Bronnborings- og vedlikeholdsfluid og fremgangsmate for okning av viskositeten derav ved lav skjaerhastighet |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5804535A (no) |
| EP (1) | EP0884369B1 (no) |
| AR (1) | AR012940A1 (no) |
| AU (1) | AU736402B2 (no) |
| CA (1) | CA2239585C (no) |
| DE (1) | DE69818148T2 (no) |
| DK (1) | DK0884369T3 (no) |
| ID (1) | ID20820A (no) |
| NO (1) | NO326820B1 (no) |
Families Citing this family (53)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6015535A (en) * | 1995-04-06 | 2000-01-18 | Cabot Corporation | Process for producing purified cesium compound from cesium alum |
| GB9617834D0 (en) * | 1996-08-27 | 1996-10-09 | Verdugt Bv | Well servicing fluids |
| AU5587598A (en) * | 1996-11-15 | 1998-06-03 | Tetra Technologies, Inc. | Clear brine drill-in fluid |
| US5881826A (en) | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
| 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 |
| US6133203A (en) * | 1998-04-02 | 2000-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids and additives therefor |
| US5916849A (en) * | 1998-07-24 | 1999-06-29 | Venture Innovations, Inc. | Polysaccharide-containing well drilling and servicing fluids |
| US6127319A (en) * | 1998-07-24 | 2000-10-03 | Actisystems, Inc. | Oil-in-water emulsion |
| DE19840632A1 (de) * | 1998-09-05 | 2000-03-09 | Clariant Gmbh | Alkalicarboxylathaltige Bohrspülung mit verbesserten Korrosionseigenschaften |
| DE19853827A1 (de) * | 1998-11-21 | 2000-05-25 | Aventis Cropscience Gmbh | Kombinationen aus Herbiziden und Safenern |
| US6300286B1 (en) * | 1999-08-05 | 2001-10-09 | Texas United Chemical Company, L.L.C. | Divalent cation-containing well drilling and service fluid |
| US6576597B2 (en) * | 1999-08-05 | 2003-06-10 | Texas United Chemical Company, Llc. | Method of increasing the low shear rate viscosity and shear thinning index of divalent cation-containing fluids and the fluids obtained thereby |
| IT1313690B1 (it) * | 1999-11-26 | 2002-09-09 | Eni Spa | Fluidi di perforazione non-danneggianti. |
| US6609578B2 (en) | 2000-02-11 | 2003-08-26 | Mo M-I Llc | Shale hydration inhibition agent and method of use |
| US6649571B1 (en) | 2000-04-04 | 2003-11-18 | Masi Technologies, L.L.C. | Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids |
| US7211550B2 (en) * | 2000-07-14 | 2007-05-01 | Cabot Corporation | Compositions for controlling scaling and completion fluids |
| US6422314B1 (en) * | 2000-08-01 | 2002-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
| DK1360260T3 (da) | 2001-02-14 | 2009-10-26 | Cabot Specialty Fluids Inc | Borevæsker indeholdende et alkalimetalformiat |
| NO315275B1 (no) * | 2001-02-23 | 2003-08-11 | Norsk Hydro As | Frittflytende produkter omfattende kaliumformiat |
| US6746992B2 (en) * | 2001-07-25 | 2004-06-08 | M-I, L.L.C. | High density thermally stable well fluids |
| US6422325B1 (en) | 2001-10-05 | 2002-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for reducing borehole erosion in shale formations |
| US20050003968A1 (en) * | 2001-10-26 | 2005-01-06 | Simonides Hylke Hotze | Drilling fluids |
| US6976537B1 (en) | 2002-01-30 | 2005-12-20 | Turbo-Chem International, Inc. | Method for decreasing lost circulation during well operation |
| US6831043B2 (en) * | 2002-01-31 | 2004-12-14 | M-I Llc | High performance water based drilling mud and method of use |
| DK1499694T3 (da) * | 2002-04-16 | 2010-11-08 | Texas United Chemical Corp | Viskøse olieagtige væsker og fremgangsmåder til boring og servicering af brønde dermed |
| US6838417B2 (en) * | 2002-06-05 | 2005-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods including formate brines for conformance control |
| US6695897B1 (en) * | 2002-12-26 | 2004-02-24 | Cortec Corporation | Corrosion resistant system for performance drilling fluids utilizing formate brine |
| US7387985B2 (en) * | 2003-03-31 | 2008-06-17 | M-I L.L.C. | Monovalent cation-containing well fluids |
| US7084092B2 (en) * | 2003-08-25 | 2006-08-01 | M-I L.L.C. | Shale hydration inhibition agent and method of use |
| 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 |
| JP4372523B2 (ja) | 2003-11-28 | 2009-11-25 | 本田技研工業株式会社 | 燃料電池の制御装置 |
| US7214647B2 (en) | 2004-07-29 | 2007-05-08 | Texas United Chemical Company, Llc. | 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 |
| US20060052251A1 (en) * | 2004-09-09 | 2006-03-09 | Anderson David K | Time release multisource marker and method of deployment |
| CA2575150C (en) * | 2004-10-08 | 2012-04-10 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids with magnesia bridging solids and methods of drilling, completing and working over a well therewith |
| US8088719B2 (en) * | 2005-09-16 | 2012-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymer mixtures for crosslinked fluids |
| BRPI0706394A2 (pt) * | 2006-01-10 | 2011-03-22 | Mi Llc | polìmeros absorvedores de água para tratamento de salmouras e fluidos de perfuração à base de água |
| DE102006029265A1 (de) * | 2006-06-26 | 2008-01-03 | Basf Construction Polymers Gmbh | Verwendung von Dicarbonyl-Verbindungen zur Erhöhung der Temperaturstabilität von Biopolymeren bei der Erdöl- und Erdgasexploration |
| US20100230169A1 (en) * | 2009-03-12 | 2010-09-16 | Daniel Guy Pomerleau | Compositions and methods for inhibiting lost circulation during well operations |
| US8813845B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric additives for enhancement of treatment fluids comprising viscoelastic surfactants and methods of use |
| US8887809B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising transient polymer networks |
| US8881820B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising entangled equilibrium polymer networks |
| US8207096B2 (en) * | 2009-12-30 | 2012-06-26 | Halliburton Energy Services Inc. | Compressible packer fluids and methods of making and using same |
| US8354360B2 (en) * | 2010-04-01 | 2013-01-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method of subterranean formation treatment |
| US8148303B2 (en) | 2010-06-30 | 2012-04-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant additives used to retain producibility while drilling |
| US8592350B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surfactant additives used to retain producibility while drilling |
| US8418761B2 (en) | 2010-07-29 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimuli-responsive high viscosity pill |
| US8453741B2 (en) | 2010-09-23 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tethered polymers used to enhance the stability of microemulsion fluids |
| US20130210686A1 (en) * | 2012-02-10 | 2013-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluid containing a corrosion inhibitor of a weak base |
| US10711174B2 (en) | 2016-12-05 | 2020-07-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Divalent brine fluids having improved rheology and multifunctional properties |
| US10577300B2 (en) | 2018-06-12 | 2020-03-03 | Saudi Arabian Oil Company | Synthesis of sodium formate and drilling fluid comprising the same |
| US11230911B2 (en) | 2020-06-10 | 2022-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluid and methods of making and using same |
| CN112876612B (zh) * | 2021-01-21 | 2022-04-01 | 西南石油大学 | 一种封堵裂缝用温敏性低滤失地下交联堵剂及其应用 |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4090968A (en) * | 1975-07-14 | 1978-05-23 | Chemical Additives Company | Water loss reduction agents |
| US4440649A (en) * | 1982-01-28 | 1984-04-03 | Halliburton Company | Well drilling and completion fluid composition |
| GB8622032D0 (en) * | 1986-09-12 | 1986-10-22 | Shell Int Research | Aqueous polysaccharide compositions |
| US4822500A (en) * | 1988-02-29 | 1989-04-18 | Texas United Chemical Corporation | Saturated brine well treating fluids and additives therefore |
| US5629271A (en) * | 1994-03-25 | 1997-05-13 | Texas United Chemical Corporation | Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing fluids |
| US5728652A (en) * | 1995-02-10 | 1998-03-17 | Texas United Chemical Company, Llc. | Brine fluids having improved rheological charactersitics |
| US5616541A (en) * | 1995-02-10 | 1997-04-01 | Texas United Chemical Company, Llc. | Low solids, high density fluids for well drilling |
| US5641728A (en) * | 1995-02-10 | 1997-06-24 | Texas United Chemical Company, Llc. | Control of the fluid loss of well drilling and servicing fluids |
-
1997
- 1997-06-09 US US08/871,389 patent/US5804535A/en not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-05-08 AU AU64809/98A patent/AU736402B2/en not_active Expired
- 1998-06-02 ID IDP980815A patent/ID20820A/id unknown
- 1998-06-03 CA CA002239585A patent/CA2239585C/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-05 AR ARP980102695A patent/AR012940A1/es active IP Right Grant
- 1998-06-08 EP EP98304506A patent/EP0884369B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-08 NO NO19982638A patent/NO326820B1/no not_active IP Right Cessation
- 1998-06-08 DK DK98304506T patent/DK0884369T3/da active
- 1998-06-08 DE DE69818148T patent/DE69818148T2/de not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU736402B2 (en) | 2001-07-26 |
| CA2239585C (en) | 2008-08-26 |
| DE69818148D1 (de) | 2003-10-23 |
| US5804535A (en) | 1998-09-08 |
| CA2239585A1 (en) | 1998-12-09 |
| NO982638D0 (no) | 1998-06-08 |
| NO982638L (no) | 1998-12-10 |
| DK0884369T3 (da) | 2004-01-26 |
| EP0884369A1 (en) | 1998-12-16 |
| EP0884369B1 (en) | 2003-09-17 |
| DE69818148T2 (de) | 2004-07-08 |
| ID20820A (id) | 1999-03-11 |
| AR012940A1 (es) | 2000-11-22 |
| AU6480998A (en) | 1998-12-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO326820B1 (no) | Bronnborings- og vedlikeholdsfluid og fremgangsmate for okning av viskositeten derav ved lav skjaerhastighet | |
| CA2314806C (en) | Divalent cation-containing well drilling and servicing fluid | |
| US5629271A (en) | Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing fluids | |
| US9574127B2 (en) | Wellbore fluid | |
| NO322883B1 (no) | Stabiliserte fluider inneholdende opploselig sink og fremgangsmate for a oke deres viskositet ved lav skjaerhastighet | |
| AU713951B2 (en) | Control of the fluid loss of well drilling & servicing fluids | |
| US6133203A (en) | Drilling fluids and additives therefor | |
| NO322732B1 (no) | Saltlakebasert bore- og vedlikeholdsfluid. | |
| US6576597B2 (en) | Method of increasing the low shear rate viscosity and shear thinning index of divalent cation-containing fluids and the fluids obtained thereby | |
| AU2005232246B2 (en) | Method of increasing the low shear rate viscosity of well drilling and servicing fluids containing calcined magnesia bridging solids, the fluids and methods of use | |
| US7211546B2 (en) | Method of increasing the low shear rate viscosity of well drilling and servicing fluids containing calcined magnesia bridging solids, the fluids and methods of use | |
| 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 |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |