NO326840B1 - Vannbasert borefluid, og fremgangsmate for boring av olje- og/eller gassbronner ved hjelp av vannbaserte borefluider - Google Patents
Vannbasert borefluid, og fremgangsmate for boring av olje- og/eller gassbronner ved hjelp av vannbaserte borefluider Download PDFInfo
- Publication number
- NO326840B1 NO326840B1 NO20005968A NO20005968A NO326840B1 NO 326840 B1 NO326840 B1 NO 326840B1 NO 20005968 A NO20005968 A NO 20005968A NO 20005968 A NO20005968 A NO 20005968A NO 326840 B1 NO326840 B1 NO 326840B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- water
- drilling fluid
- fluid
- cross
- concentration
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 66
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 48
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 15
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 21
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 229920001410 Microfiber Polymers 0.000 claims abstract description 14
- 239000003658 microfiber Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 13
- 229920002749 Bacterial cellulose Polymers 0.000 claims description 9
- 239000005016 bacterial cellulose Substances 0.000 claims description 9
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 6
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 abstract description 5
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 abstract description 5
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 abstract 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 abstract 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 abstract 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 abstract 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 abstract 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 16
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 11
- 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 9
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 9
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 8
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920003043 Cellulose fiber Polymers 0.000 description 2
- 241000233866 Fungi Species 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002310 Welan gum Polymers 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 2
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 241000589220 Acetobacter Species 0.000 description 1
- 241000588986 Alcaligenes Species 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000003535 D-glucopyranosyl group Chemical group [H]OC([H])([H])[C@@]1([H])OC([H])(*)[C@]([H])(O[H])[C@@]([H])(O[H])[C@]1([H])O[H] 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000869 Homopolysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 241001558929 Sclerotium <basidiomycota> Species 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000010564 aerobic fermentation Methods 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical class [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000013481 data capture Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Inorganic materials [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Inorganic materials [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- -1 β-D-glucopyranosyl Chemical group 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
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)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
- Absorbent Articles And Supports Therefor (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører et vannbasert borefluid, og en fremgangsmåte for boring av olje- og/eller gass-brenner ved hjelp av vannbaserte fluider.
Den foreliggende oppfinnelse omhandler ikke-skadelige borefluider, i alt vesentlig faststoff-frie, hvis hovedbestand-deler er (a) en biopolymer av scleroglukan-typen, (b) en filtratoppløser i alt vesentlig bestående av stivelse, og dens derivater, i nærvær av cellulose-mikrofibre.
Utnyttelsen av komplekse, frakturerte og/eller uttømte produksjonssoner, og anvendelse av nye boreteknikker slik som åpent hull, forminsket boring etc, krever utvikling av nye borefluider (Drill-In-Fluids) som ikke skader reservoarene slik at produktiviteten til brønnene ikke reduseres. For dette formål må de polymere additiver og mulige partikler inneholdt i fluidet og også slike som produseres som et resultat av boringen hindres i å penetrere inn i formasjonen og således irreversibelt blokkere porene i berget og bringe produktiviteten i fare. Drill-In-Fluids hindrer skade på reservoaret ved dannelse på dets overflate av en tynn filterkake som er impermeabel og enkelt kan fjernes når brønnen settes i produksjon eller gjennom virkningen av enzymer eller syrer.
Ulike formuleringer er blitt undersøkt gjennom årene, som er i stand til å produsere en filterkake som setter seg fast på brønnveggene og er tilstrekkelig tynn til å unngå drifts-problemer, slik som "blokkert rør". Videre må permeabili-teten av filterkaken være redusert på en slik måte at fluid-tapet på grunn av filtrering av borefluidet gjennom berg-formasjonen minimaliseres.
Patentlitteraturen beskriver tallrike formuleringer som er i stand til å løse de ovennevnte problemer.
For eksempel beskriver EP-A-691.454 vannbaserte borefluider hvis hovedkomponenter er en ikke-ionisk biopolymer av polysakkarid-typen, en polymerisert stivelse og kalsiumkarbonatpartikler som har en spesifikk partikkelstørrelsesfordeling.
Blandingen beskrevet i EP-A-691.454 har imidlertid den ulempe at kalsiumkarbonatet returnerer til overflaten sammen med borekakset, idet det således kreves en ytterligere tilsetning av karbonatpartiklene til fluidet som resirkuleres. Filterkaken dannet av kalsiumkarbonat er dessuten for tykk.
Det er nå blitt funnet en borefluidblanding som overvinner de ulemper som er spesifisert ovenfor.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører således et vannbasert borefluid, kjennetegnet ved at det omfatter:
(a) vann,
(b) minst en biopolymer av scleroglukan-type,
(c) minst en filtratoppløser valgt fra tverrbundede stivelser (cl) i nærvær av tverrbundede bakterielle cellulose-mikrofibre (c2).
I en utførelsesform omfatter det vannbaserte borefluid også et vannoppløselig polymert overflateaktivt middel som har en HLB i området fra 10 til 16, foretrukket fra 11 til 14.
I den foretrukne utførelsesform er biopolymeren (b) tilstede i borefluidet i en konsentrasjon i området fra 2 til 10 gram/liter, foretrukket fra 4 til 7 gram/liter, den tverrbundede stivelse (cl) i en konsentrasjon på 10 til 3 0 gram/- liter, foretrukket fra 12 til 20 gram/liter, de tverrbundede bakterielle cellulose-mikrofibre (c2) i en konsentrasjon i området fra 10 til 30 gram/liter, foretrukket fra 12 til 2 0 gram/liter.
Biopolymerene av scleroglukan-typen (b) er vannoppløselige polymerer produsert av bakterier eller sopp. Deres funksjon er å øke viskositeten til fluidet for å holde filtratopp-løserne og mulige borede faststoffer suspendert både under boreperioden og under en mulig stans i fluidsirkulasjonen. Eksempler på ikke-ioniske biopolymerer er scleroglukan og welangummi. Et kommersielt produkt som tilhører denne gruppen er Actigum CS 6, produsert av SKW Trostberg, beskrevet som et forgrenet homopolysakkarid produsert av en sopp av Sclerotium-typen ved hjelp av en aerob fermenteringsprosess. Hovedkjeden av scleroglukan består av rester av p-D-glukopyranosyl-typen med bindinger (1-3) mens forgreningene består av D-glukopyranosyl-rester med P-bindinger (1-6) hver tredje glukosidgruppe.
En annen ikke-ionisk biopolymer er welangummi som produseres av arten Alcaligenes. Dette er en heteropolysakkarid som ligner på scleroglukan med rester av a-L-ramnopyranosyl-eller a-L-mannopyranosyl-typen.
En annen hovedkomponent av blandingen i henhold til den foreliggende oppfinnelse er filtratoppløseren (c), valgt fra stivelser og deres derivater (cl). De ovennevnte stivelser er tverrbundet ved hjelp av bifunksjonelle reagenser slik som fosfater eller epiklorhydrin, og er derfor uoppløselige i vann. Stivelsene er imidlertid forenelige med biopolymerene (b) og deres formål er å danne en homogen og impermeabel filterkake på bergoverflaten. Et ikke-begrensende eksempel på tverrbundet stivelse som er kommersielt tilgjengelig er den som produseres av Chemstar.
En annen komponent av filtratoppløseren består av tverrbundede kolloidale cellulosefibre (c2), produsert av mikro-organismer, av Acetobacter-typen, under aerobe betingelser. Disse produktene er uoppløselige i vann og har et høyt over-flateareal med en oppførsel i vandig fase som er totalt upåvirkelig overfor høye temperaturer, pH, saltholdighet og skjærkraft. Fremstillingen av disse cellulose-mikrofibre er kjent og er beskrevet i ulike patentpublikasjoner, for eksempel US-A-5.079.162 og US-A-5.144.021. Kombinert med stivelse og biopolymer muliggjør cellulosefibrene dannelsen av en filterkake som har en ekstremt lav permeabilitet og som enkelt kan fjernes ved ganske enkelt å bringes inn i produksjon av brønnen.
En valgfri komponent av blandingen i henhold til den foreliggende oppfinnelse (d) er et vannoppløselig polymert overflateaktivt middel som har en HLB i området fra 10 til 16, foretrukket fra 11 til 14. Et ikke-begrensende eksempel på et kommersielt tilgjengelig ikke-ionisk overflateaktivt middel består av alkylpolyglukosider.
Som kjent for eksperter på området kan blandingen i henhold til den foreliggende oppfinnelse inneholde andre additiver slik som biocider, smøremidler, leireinhibitorer og pH-reguleringsmidler.
Densiteten av borefluidet kan dessuten økes ved tilsetning av mettede oppløsninger av natrium-, kalium- eller kalsium-klorid, eller natrium-, kalium- eller cesiumformiater.
Det vannbaserte borefluid i henhold til den foreliggende oppfinnelse er i alt vesentlig faststoff-fritt og har ulike for-deler med hensyn til fluider inneholdende faststoffer. Faktisk: 1) er viskositeten av borefluidet i henhold til den foreliggende oppfinnelse ved høye skjærverdier tilstrekkelig lav til å garantere lave trykkfall under boring, fremfor alt i tilfellet med forminsket boring (dvs. en liten borediameter anvendes ofte for å redusere kostnader), 2) gel- og viskositetsverdiene ved lave skjærverdier er tilstrekkelig høye til å holde borekakset i suspensjon når fluidsirkulasjonen stanses, idet det således unngås dannelse av avsetninger, 3) fraværet av kalsiumkarbonatpartikler tillater en enklere resirkulering av borefluidet etter føring gjennom overflate-utstyret (vibrasjonssikt) for å utvinne borekakset, idet det faktisk ikke er nødvendig å reintegrere kalsiumkarbonatet, 4) formuleringen i henhold til den foreliggende oppfinnelse er spesielt egnet for formasjoner med en lav/middels permeabilitet (opp til 500 mD) og krever ikke en nøyaktig kunnskap om formasjonspermeabiliteten, som derimot er tilfellet for fluider som anvender faststoffer, hvis partikkelstørrelses-fordeling i stor grad avhenger av reservoarpermeabiliteten.
Boring av den ikke-produktive sonen av brønnen kan utføres initialt også under anvendelse av de konvensjonelle borefluider som inneholder bentonitt og/eller baritt. Nær den produktive sonen erstattes disse fluidene så med dem i henhold til den foreliggende oppfinnelse, som resirkuleres for å fjerne det konvensjonelle fluid, spesielt bentonitt eller baritt eller andre potensielt skadelige additiver. På dette punkt kan boringen av den produktive sonen startes på ny med sirkulasjon av det ovennevnte fluid, idet skade på reservoaret således unngås.
Blandingen av borefluidet i henhold til den foreliggende oppfinnelse fremstilles ved enkel blanding av komponentene. Det er imidlertid foretrukket at blandingen utføres ved den suksessive tilsetning de enkelte komponenter, idet det påses at hver enkelt komponent er fullstendig blandet før til-setningen av den etterfølgende.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører også en fremgangsmåte for boring av olje- og/eller gassbrønner ved hjelp av vannbaserte borefluider, kjennetegnet ved at borefluidet omfatter:
(a) vann,
(b) minst en biopolymer av scleroglukan-type,
(c) minst en filtratoppløser valgt, fra tverrbundede stivelser, (cl) i nærvær av tverrbundede bakterielle cellulose-mikrofibre (c2).
Andre utførelsesformer av fremgangsmåten i henhold til ppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav.
De etterfølgende eksempler gis for en bedre forståelse av den foreliggende oppfinnelse.
EKSEMPLER
Fremstilling av formuleringene.
Eksempel 1 - Fremstilling av et fluid basert på scleroglukan. stivelse og cellulose- mikrofiber
Formuleringen ble fremstilt i overensstemmelse med den følgende prosedyre: 6 g Biovis (scleroglukan) ble oppløst i 1 liter deionisert vann under anvendelse av en Silverson rører i 3 0 minutter. 16 g EXSTAR stivelse og 16 g cellulose-mikrofibre ble deretter tilsatt under omrøring. På slutten av fremstillingen ble fluidet bragt til pH 10 med en oppløsning av NaOH IN, karakterisert fra et reologisk synspunkt ved hjelp av FANN 35 i overensstemmelse med API B-13 prosedyren av september 1997, og deretter underkastet filtreringstester under statiske betingelser i overensstemmelse med den følgende prosedyre.
200 ml fluid ble fylt i en API modifisert filtreringscelle, hvori filterpapiret var erstattet med en aloksittskive med en tykkelse på 0,5 cm, en diameter på 5,08 cm, en permeabilitet på 750 mD og en porøsitet på 5 /xm. Et trykk på 7 bar ble deretter tilført til cellen og det utvunnede filtrat ble målt etter 10 minutter.
Evalueringen av den termiske stabiliteten til formuleringen ble evaluert ved sammenligning av de reologiske data før (BHR) og etter (AHR) oppvarming til 90°C i 16 timer og 17 opm (varmrullingstest). Dataene er angitt i tabell 1.
Sammenligningseksempel 2 - Fremstilling av et fluid basert på scleroglukan. stivelse og CaCQ3
118 gram Avafulflow, en blanding inneholdende scleroglukan, stivelse og kalsiumkarbonatpartikler, oppløses i 900 ml deionisert vann under anvendelse av en Silverson rører i 15 minutter. 90 gram kalsiumkarbonat AVACARB med en kjent partikkelstørrelsesfordeling ble deretter tilsatt, under omrøring, til dispersjonen. Ved slutten av fremstillingen bringes fluidet til pH 10 med en oppløsning av NaOH IN. Karakteriseringsdataene er gitt i tabell 1.
Test: for evaluering av f ormas jonsskade
Evalueringen av formasjonsskaden som skyldes borefluidet under borefasen ble utført under anvendelse av et forsøks-apparat benyttet for fluidoverfylling inn i porøse media
(bergkjerner). Systemet består av en Hassler-celle trykksatt med vann hvori det innføres en bergkjerne med en diameter på 5,08 cm og en lengde på 7,3 cm inneholdt i en gummihylse. En metallring med en tykkelse på 1 cm innføres ved innløpsenden av kjernen for å la filterkaken vokse på kjerneoverflaten under injiseringen av boreslammet. Injeksjonen av fluidet utføres ved anvendelse av en sylinder utstyrt med et flytende stempel mens mengden av fluider som filtrerer gjennom kjernen overvåkes ved hjelp av en elektronisk vekt forbundet til systemet for datafangst. Etter overfylling med en vandig oppløsning av KC1 3% måles sluttpermeabiliteten og skaden evalueres som et forhold mellom sluttpermeabiliteten og den initiale permeabilitet. Filtreringstesten har en varighet på 4 timer, det maksimale differensialtrykk tilført under fluid-injeksjonen er 100 bar og den maksimale temperatur er 2 00°C. Apparatet tillater en nøyaktig karakterisering av den initiale permeabilitet og sluttpermeabiliteten til kjernen, overvåkingen av dannelsen av filterkake og evalueringen av den resterende skade på kjernen etter fjerningen av filterkaken.
Eksempel 1 bis - Kjerneoverfyllingstest av fluidet fremstilt i eksempel nr. 1
Formasjonsskadetesten av fluidet nr. 1 ble utført i overensstemmelse med prosedyren beskrevet ovenfor med en Portland-type kalksteinkjerne som har en initial permeabilitet med hensyn til vann på 18,4 mD. Testen ble utført med et differensialtrykk på 10 bar og ved en temperatur på 8 0°C. Returpermeabiliteten, dvs. forholdet mellom sluttpermeabiliteten og den initiale permeabilitet med hensyn til saltlake, var 100% (ingen skade på kjernen).
Eksempel 2 bis - Sammenlignende kjerneoverfyllingstest av fluidet fremstilt i eksempel nr. 2
Formasjonsskadetesten av fluidet nr. 2 ble utført i overensstemmelse med prosedyren beskrevet ovenfor med en Portland-type kalksteinkjerne som har en initial permeabilitet til vann på 3 8 mD. Testen ble utført med et differensialtrykk på 10 bar og ved en temperatur på 80°C. Returpermeabiliteten, dvs. forholdet mellom sluttpermeabiliteten og den initiale permeabilitet med hensyn til saltlake, var 66% (kjernen var skadet).
Ved sammenligning av formuleringen beskrevet i den foreliggende oppfinnelse og sammenligningsfluidet beskrevet i eksempel nr. 2, kan det sees at det førstnevnte øker sin viskositet ved lave skjærverdier (avlesning ved 6 og 3 opm) og gelverdier etter varmrulling ved 90°C i 16 timer. Dette indikerer en forbedring i de suspenderings- og fjerningsegen-skapene med temperaturen, på grunn av en fullstendig hydrati-sering av polymerene som er tilstede, mens med fluidet i henhold til sammenligningseksempelet forringes disse egen-skapene, hvilket indikerer en forringelse i selve fluidet.
Hva angår filtreringsegenskapene, ble det bestemt et lavere volum av filtrat for fluidet i henhold til eksempel nr. 1 med hensyn til det målt for sammenligningsfluidet nr. 2, inneholdende Ca.C03 som faststoffer for dannelsen av filterkaken. Fra dette resultatet kan det utledes at fluidet nr. 1, selv om det ikke inneholder faststoffer, har en større tendens til å danne en mer impermeabel filterkake idet det således unngås alvorlige tap av filtrat i formasjonen. I tillegg er dannelsen av filterkaken oppnådd med fluid nr. 1 raskere med hensyn til den oppnådd med sammenligningsformuleringen.
Fra kjernefiltreringsdataene kan det sees at det faststoff-frie fluid i eksempel nr. 1 i henhold til den foreliggende oppfinnelse ikke forårsaker noen skade på kjernen og returpermeabiliteten Kf/Ki er fullstendig (100%) innenfor måle-grensene. Anvendelsen av fluidet beskrevet i sammenligningseksempel nr. 2 (inneholdende CaC03 som brodannende faststoffer) skader derimot kjernen, selv om det bare er delvis, med en returpermeabilitet på 66%.
Claims (10)
1. Vannbasert borefluid,
karakterisert ved at det omfatter: (a) vann, (b) minst en biopolymer av scleroglukan-type, (c) minst en filtratoppløser valgt fra tverrbundede stivelser (cl) i nærvær av tverrbundede bakterielle cellulose-mikrofibre (c2).
2. Vannbasert borefluid som angitt i krav 1, som også omfatter et vannoppløselig polymert overflateaktivt middel som har en HLB i området fra 10 til 16.
3. Vannbasert borefluid som angitt i krav 2, hvori HLB'en er i området fra 11 til 14.
4. Borefluid som angitt i krav 1, hvori biopolymeren (b) er tilstede i borefluidet i en konsentrasjon fra 2 til 10 g/l, den tverrbundede stivelse (cl) i en konsentrasjon fra 10 til 3 0 g/l, de tverrbundede bakterielle cellulose-mikrofibre (c2) i en konsentrasjon fra 10 til 3 0 g/l.
5. Borefluid som angitt i krav 4, hvori biopolymeren (b) er tilstede i borefluidet i en konsentrasjon i området fra 4 til 7 g/l, den tverrbundede stivelse (cl) i en konsentrasjon i området fra 12 til 20 g/l, de tverrbundede bakterielle cellulose-mikrofibre (c2) i en konsentrasjon i området fra 12 til 20 g/l.
6. Fremgangsmåte for boring av olje- og/eller gassbrønner ved hjelp av vannbaserte borefluider,
karakterisert ved at borefluidet omfatter: (a) vann, (b) minst en biopolymer av scleroglukan-type, (c) minst en filtratoppløser valgt fra tverrbundede stivelser (cl) i nærvær av tverrbundede bakterielle cellulose-mikrofibre (c2).
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, hvori borefluidet også omfatter et vannoppløselig polymert overflateaktivt middel som har en HLB i området fra 10 til 16.
8. Fremgangsmåte som angitt i krav 7, hvori HLB'en er i området fra 11 til 14.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, hvori biopolymeren (b) er tilstede i borefluidet i en konsentrasjon fra 2 til 10 g/l, den tverbundede stivelse (cl) i en konsentrasjon fra 10 til 3 0 g/l, de tverrbundede bakterielle cellulose-mikrofibre (c2) i en konsentrasjon fra 10 til 3 0 g/l.
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 9,
hvori biopolymeren (b) er tilstede i borefluidet i en konsentrasjon i området fra 4 til 7 g/l, den tverbundede stivelse (cl) i en konsentrasjon i området fra 12 til 20 g/l, de tverrbundede bakterielle cellulose-mikrofibre (c2) i en konsentrasjon i området fra 12 til 20 g/l.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IT1999MI002473A IT1313690B1 (it) | 1999-11-26 | 1999-11-26 | Fluidi di perforazione non-danneggianti. |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20005968D0 NO20005968D0 (no) | 2000-11-24 |
| NO20005968L NO20005968L (no) | 2001-05-28 |
| NO326840B1 true NO326840B1 (no) | 2009-03-02 |
Family
ID=11384030
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20005968A NO326840B1 (no) | 1999-11-26 | 2000-11-24 | Vannbasert borefluid, og fremgangsmate for boring av olje- og/eller gassbronner ved hjelp av vannbaserte borefluider |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6495493B1 (no) |
| EP (1) | EP1104798B1 (no) |
| AT (1) | ATE258969T1 (no) |
| DE (1) | DE60008070D1 (no) |
| IT (1) | IT1313690B1 (no) |
| NO (1) | NO326840B1 (no) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050003968A1 (en) * | 2001-10-26 | 2005-01-06 | Simonides Hylke Hotze | Drilling fluids |
| US7050166B2 (en) * | 2001-11-02 | 2006-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Calcium carbonate imaging technique |
| US7951755B2 (en) | 2002-12-02 | 2011-05-31 | An-Ming Wu | Emulsified polymer drilling fluid and methods of preparation |
| US20040116304A1 (en) * | 2002-12-02 | 2004-06-17 | An-Ming Wu | Emulsified polymer drilling fluid and methods of preparation and use thereof |
| US6912898B2 (en) * | 2003-07-08 | 2005-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of cesium as a tracer in coring operations |
| CN108913109B (zh) * | 2018-08-01 | 2021-05-18 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种长效稳定型水基完井液及其制备方法 |
| US11447685B2 (en) * | 2019-08-28 | 2022-09-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing carbonate-bearing formations |
| CN111234789B (zh) * | 2020-03-16 | 2021-02-26 | 石家庄华莱鼎盛科技有限公司 | 钻井液用降滤失剂丙烯酰胺/丙烯酸共聚物 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4428843A (en) * | 1981-06-01 | 1984-01-31 | Venture Chemicals, Inc. | Well working compositions, method of decreasing the seepage loss from such compositions, and additive therefor |
| US4822500A (en) * | 1988-02-29 | 1989-04-18 | Texas United Chemical Corporation | Saturated brine well treating fluids and additives therefore |
| US5362713A (en) * | 1989-12-13 | 1994-11-08 | Weyerhaeuser Company | Drilling mud compositions |
| US5504062A (en) * | 1992-10-21 | 1996-04-02 | Baker Hughes Incorporated | Fluid system for controlling fluid losses during hydrocarbon recovery operations |
| WO1998041592A1 (en) * | 1997-03-17 | 1998-09-24 | Monsanto Company | Reticulated bacterial cellulose as a rheological modifier for polyol fluid compositions |
| 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 |
| US6133203A (en) * | 1998-04-02 | 2000-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids and additives therefor |
-
1999
- 1999-11-26 IT IT1999MI002473A patent/IT1313690B1/it active
-
2000
- 2000-11-23 EP EP00204153A patent/EP1104798B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-11-23 AT AT00204153T patent/ATE258969T1/de not_active IP Right Cessation
- 2000-11-23 DE DE60008070T patent/DE60008070D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-11-24 NO NO20005968A patent/NO326840B1/no not_active IP Right Cessation
- 2000-11-27 US US09/721,647 patent/US6495493B1/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| IT1313690B1 (it) | 2002-09-09 |
| DE60008070D1 (de) | 2004-03-11 |
| NO20005968D0 (no) | 2000-11-24 |
| ITMI992473A0 (it) | 1999-11-26 |
| EP1104798B1 (en) | 2004-02-04 |
| NO20005968L (no) | 2001-05-28 |
| ITMI992473A1 (it) | 2001-05-26 |
| US6495493B1 (en) | 2002-12-17 |
| EP1104798A1 (en) | 2001-06-06 |
| ATE258969T1 (de) | 2004-02-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DK167496B1 (da) | Borevaeske samt fremgangsmaade ved boring af borehuller | |
| US2425768A (en) | Drilling fluids and method of use | |
| US4830765A (en) | Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same | |
| CA2314806C (en) | Divalent cation-containing well drilling and servicing fluid | |
| US4963273A (en) | Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same | |
| NO327979B1 (no) | Bronnbearbeidingsfluider og en fremgangsmate for a oke deres termiske stabilitet | |
| NO326820B1 (no) | Bronnborings- og vedlikeholdsfluid og fremgangsmate for okning av viskositeten derav ved lav skjaerhastighet | |
| NO322732B1 (no) | Saltlakebasert bore- og vedlikeholdsfluid. | |
| NO322883B1 (no) | Stabiliserte fluider inneholdende opploselig sink og fremgangsmate for a oke deres viskositet ved lav skjaerhastighet | |
| NO328681B1 (no) | Vannbaserte borefluider | |
| AU2009294452B2 (en) | Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations | |
| NO303129B1 (no) | FremgangsmÕte for boring av en br÷nn og br÷nnborefluid | |
| NO310314B1 (no) | Fremgangsmåte og fluid for å lette fjerning av filterkake i borehull | |
| AU2009204201A1 (en) | Viscoelastic surfactant based wellbore fluids and methods of use | |
| NO20151313A1 (no) | Inhibitive vannbaserte borevæsker og fremgangsmåte ved boring i formasjoner som inneholder sand og andre vannsensitive formasjoner. | |
| CA2406784C (en) | Method of increasing the low shear rate viscosity and shear thinning index of divalent cation-containing fluids and the fluids obtained thereby | |
| NO322730B1 (no) | Fremgangsmate for a redusere filtreringstapet av bronnborings- og vedlikeholdsfluider, samt bronnborings- og vedlikeholdsfluider omfattende et tilsetningsstoff mot filtreringstap. | |
| NO177011B (no) | Vannbasert borefluid | |
| MX2011003494A (es) | Sistema de fluido de alta presion-alta temperatura libre de solidos para la perforacion, terminacion y reparacion de pozos petroleros y de gas. | |
| US3989630A (en) | Low solids shale controlling drilling fluid | |
| AU2008221587B2 (en) | Lost circulation materials (LCM's) effective to maintain emulsion stability of drilling fluids | |
| NO326840B1 (no) | Vannbasert borefluid, og fremgangsmate for boring av olje- og/eller gassbronner ved hjelp av vannbaserte borefluider | |
| US7033976B2 (en) | Fluid system additive | |
| US5919738A (en) | Fluids for use in drilling and completion operations comprising water insoluble colloidal complexes for improved rheology and filtration control | |
| NO791471L (no) | Gel og fremgangsmaate til dens fremstilling |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |