NO328474B1 - Invertemulsjonsfluider egnet for oljeboring og fremgangsmate for boring - Google Patents
Invertemulsjonsfluider egnet for oljeboring og fremgangsmate for boring Download PDFInfo
- Publication number
- NO328474B1 NO328474B1 NO19981160A NO981160A NO328474B1 NO 328474 B1 NO328474 B1 NO 328474B1 NO 19981160 A NO19981160 A NO 19981160A NO 981160 A NO981160 A NO 981160A NO 328474 B1 NO328474 B1 NO 328474B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- acid
- oil
- fluid
- approx
- invert emulsion
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 151
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 119
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 39
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 79
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 53
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims abstract description 31
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 104
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 42
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 41
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 38
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 38
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 24
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 23
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- -1 aliphatic ester Chemical class 0.000 claims description 15
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 11
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 claims description 10
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims description 9
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 7
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 7
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims description 7
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 7
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 claims description 6
- RTBFRGCFXZNCOE-UHFFFAOYSA-N 1-methylsulfonylpiperidin-4-one Chemical compound CS(=O)(=O)N1CCC(=O)CC1 RTBFRGCFXZNCOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 claims description 5
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- DHKHKXVYLBGOIT-UHFFFAOYSA-N acetaldehyde Diethyl Acetal Natural products CCOC(C)OCC DHKHKXVYLBGOIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 claims description 5
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- JFCQEDHGNNZCLN-UHFFFAOYSA-N anhydrous glutaric acid Natural products OC(=O)CCCC(O)=O JFCQEDHGNNZCLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 claims description 5
- 235000015165 citric acid Nutrition 0.000 claims description 5
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims description 5
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims description 5
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 claims description 5
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 claims description 5
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 claims description 5
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 claims description 5
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 4
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 8
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 claims 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 125000002777 acetyl group Chemical class [H]C([H])([H])C(*)=O 0.000 claims 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 30
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 19
- 239000000463 material Substances 0.000 description 15
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 12
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 12
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 6
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 6
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 6
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 5
- 230000005588 protonation Effects 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 4
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 4
- 239000002585 base Substances 0.000 description 4
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 4
- WFDIJRYMOXRFFG-UHFFFAOYSA-N Acetic anhydride Chemical compound CC(=O)OC(C)=O WFDIJRYMOXRFFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229960000583 acetic acid Drugs 0.000 description 3
- 150000008043 acidic salts Chemical class 0.000 description 3
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 3
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 2
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 2
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- XXUJMEYKYHETBZ-UHFFFAOYSA-N ethyl 4-nitrophenyl ethylphosphonate Chemical compound CCOP(=O)(CC)OC1=CC=C([N+]([O-])=O)C=C1 XXUJMEYKYHETBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012362 glacial acetic acid Substances 0.000 description 2
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N hexadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 2
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 2
- 229920006122 polyamide resin Polymers 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 2
- 239000008247 solid mixture Substances 0.000 description 2
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 2
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N Dodecane Natural products CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021314 Palmitic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001243 acetic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910001508 alkali metal halide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008045 alkali metal halides Chemical class 0.000 description 1
- 229910001963 alkali metal nitrate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052936 alkali metal sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001204 arachidyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002511 behenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005595 deprotonation Effects 0.000 description 1
- 238000010537 deprotonation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000010696 ester oil Substances 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 125000005456 glyceride group Chemical group 0.000 description 1
- 229940093915 gynecological organic acid Drugs 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 125000000755 henicosyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 125000002960 margaryl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 229910000000 metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004692 metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001421 myristyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N n-Pentadecanoic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021313 oleic acid Nutrition 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 125000000913 palmityl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 125000002958 pentadecyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 229940083254 peripheral vasodilators imidazoline derivative Drugs 0.000 description 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 238000009666 routine test Methods 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 1
- 125000004079 stearyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 229910001428 transition metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000002889 tridecyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
-
- 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
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/068—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole using chemical treatment
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/921—Specified breaker component for emulsion or gel
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/933—Acidizing or formation destroying
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Medicines Containing Antibodies Or Antigens For Use As Internal Diagnostic Agents (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
- Peptides Or Proteins (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse angår invertemulsjons-fluider og fremgangsmåte for boring som anvender invertemulsjonsfluidet som er egnet for anvendelse ved boring av brønner. Mer spesielt angår oppfinnelsen sure borefluider som omfatter en oljevæske, en ikkeolje-væske, et amin og en syre.
Invertemulsjons-fluider, dvs. emulsjoner hvor ikkeolje-fluidet er den dispergerte fase og oljefluidet er den kontinuerlige fase, anvendes ved boreprosesser for utvikling av olje- eller gasskilder, samt ved geotermisk boring, vannboring, geovi-tenskapelig boring og gruveboring. Invertemulsjons-fluidene anvendes vanligvis spesifikt for slike formål som tilveiebringelse av stabilitet til borehullet, dannelse av en tynn filterkake, smøring av borehullet og nede i hullet, og gjennomtrenging av saltsjikt uten avskalling eller forstørring av det borede hull.
Invertemulsjons-fluider består vanligvis av et trekomponent-system, nemlig en oljevæske så som olje, som tjener som kontinuerlig fase, en ikkeolje-væske så som vann, som tjener som diskontinuerlig fase, samt et emulgeringsmiddel. Emulgeringsmidlet tjener til å nedsette grenseflatespenningene i væskene slik at ikkeolje-væsken kan danne en stabil dispersjon av fine smådråper i oljevæsken. En full-stendig beskrivelse av slike invert-emulsjoner kan finnes i Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids, 5. utgave. H.C.H. Darley, George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988, s. 328-332, hvis innhold er medtatt i det foreliggende som referanse.
Kalk eller andre alkaliske materialer tilsettes vanligvis til vanlige invert-emulsjons-fluider for opprettholdelse av reserve-alkalinitet når invertemulsjons-fluidet skal anvendes ved boring. Se for eksempel API Bulletin RP 13B-2, 1990, s. 22, som beskriver en standardtest for bestemmelse av overskudd av kalk i bore-slam. Se også for eksempel US-patent nr. 5 254 531, hvor det anvendes kalk sammen med en esterolje, en fettsyre og et amin, og EP 271 943, hvor det anvendes kalk sammen med olje, vann og et etoksylert amin. I noen områder støter man på sure gasser så som CO2eller H2S under boring. De sure gasser svekker ofte vanlige invertemulsjons-fluider til det punkt hvor de svikter, og gjør invert-emulsjons-fluidene ustabile.
Et annet aspekt ved invert-emulsjoner som man typisk støter på under boring, er behovet for å øke borefluidets densitet. Dette utføres vanligvis ved tilsetting av faste vektøkende midler, eller ved anvendelse av saltløsninger av salter som danner basiske eller nøytrale vandige løsninger. Anvendelse av saltløsninger salter som danner sure vandige løsninger, for eksempel en overgangsmetallhalo-genid-løsning, er vanskelig på grunn av at tilsetningen av den sure saltløsning vil ha tendens til å gjøre invertemulsjons-fluidene ustabile. Videre vil overgangsme-tall-ionet, på grunn av den alkaliske reserve angitt ovenfor, utfelles på grunn av dannelse av hydroksid-komplekser. Imidlertid er anvendelse av sure saltløsninger ønskelig på grunn av deres høyere densitet, som bibringes ved metall-kationet.
Det vil således være ønskelig om det kan oppfinnes en invert-emulsjon som ikke svikter eller svekkes ved utsettelse for sure gasser så som C02eller H2S. Det vil likeledes være ønskelig å øke vekten av et oljebasert borefluid med sure høy-densitets-saltløsninger som kan lages med sure metallsalter. På denne måte kan invert-emulsjonen anvendes som et stabilt bore- eller kompletteringsfluid.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et invertemulsjons-fluid som omfatter en oljevæske, en ikkeolje-væske og et protonert amin med strukturen R-N<+->H3B" hvor R representerer en Ci2-C22-alkylgruppe eller en Ci2-C22-alkenylgruppe og B" er den konjugerte base av en vannløselig syre.
Videre tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte for boring som omfatter:
a) å tilveiebringe en invertemulsjon borevæske, hvor invertemulsjon borevæsken omfatter:
A) en oljevæske,
B) en ikkeolje-væske og
C) et protonert amin med strukturen
hvor R er en Ci2-C22-alkylgruppe eller en Ci2-C22-alkenylgruppe og B" er den konjugerte base av en vannløselig syre, nevnte protonerte amin er i en konsentrasjon slik at en invertemulsjon dannes; og
b) å tilsette en base som er funksjonelt i stand til å deprotonere det protonerte overflateaktive aminet for å omdanne invertemulsjonen til en olje-i-vann
emulsjon.
Et slikt fluid er spesielt egnet ved boring av brønner hvor man vil støte på C02, H2S eller andre sure gasser som vil bryte vanlige invert-emulsjoner eller på-virke dem på uheldig måte. Slike fluider kan også være egnet ved utforming av «faststoff-frie» invert-emulsjons-borefluider med en indre fase av sur saltløsning.
Anvendt i det foreliggende er betegnelsen «invert-emulsjon» en emulsjon hvor et ikkeolje-fluid er den dispergerte fase og et oljefluid er den kontinuerlig fa- se. De nye invertemulsjons-fluider ifølge den foreliggende oppfinnelse er egnet på liknende måte som vanlige invertemulsjons-fluider som innbefatter anvendelse ved fremstilling for boring, komplettering og overhaling av underjordiske brønner så som olje- og gassbrønner. Slike metoder for anvendelse av vanlige invert-emulsjons-fluider er beskrevet for eksempel i Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids, 5. utgave. H.C.H. Darley, George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988, samt US-patent nr. 5 254 531 og EP 271 943. Én fordel med invert-emulsjons-fluidene ifølge den foreliggende oppfinnelse er at det, på grunn av protonering av aminet, normalt vil være nødvendig å tilsette betydelige mengder kalk eller et annet basisk materiale til invertemulsjons-fluidet når en sur substans så som C02 eller H2S kommer i kontakt med fluidet. En annen fordel med invertemulsjons-fluidene ifølge den foreliggende oppfinnelse er at saltløs-ninger som innbefatter sure overgangsmetallsalter, kan anvendes til øking av borefluidets densitet uten tilsetting av faststoffer eller dannelse av uønskede metall-hydroksid-utfelninger.
Anvendt i det foreliggende angir betegnelsen «oljevæske» "oleaginous li-quid" en olje som er væskeformig ved 25°C og ikke-blandbar med vann. Oljevæsker innbefatter typisk substanser så som dieselolje, mineralolje, syntetisk olje, gly-cerider av fettsyrer, alifatiske estere, alifatiske etere, alifatisk acetal, dialkylkarbo-nater eller andre slike hydrokarboner eller blandinger av forbindelser som typisk anvendes innenfor boreområdet.
Mengden av oljevæske i invertemulsjons-fluidet kan variere avhengig av det spesielle oljefluid som anvendes, det spesielle ikkeolje-fluid som anvendes og den spesielle anvendelse hvor invertemulsjons-fluidet skal anvendes. Mengden må imidlertid generelt være tilstrekkelig til dannelse av en stabil emulsjon ved anvendelse som kontinuerlig fase. Mengden av oljevæske er typisk minst ca. 30, fortrinnsvis minst ca. 40 og mer foretrukket minst ca. 50 volum%, basert på det totale fluid.
Anvendt i det foreliggende angir betegnelsen «ikkeolje-væske» en hver substans som er en væske ved 25°C og som ikke er en oljevæske som definert ovenfor. Ikkeolje-væsker er ikke-blandbare med oljevæsker, men kan danne emulsjoner med disse. Typiske ikkeolje-væsker innbefatter vandige substanser så som sjøvann eller saltløsning inneholdende uorganiske eller organiske oppløste salter samt vann-blandbare organiske forbindelser.
Mengden av ikkeolje-væske i invertemulsjons-fluidet kan variere avhengig av det spesielle ikkeolje-fluid som anvendes og den spesielle anvendelse hvor invertemulsjons-fluidet skal anvendes. Mengden av ikkeolje-væske er typisk minst ca. 1, fortrinnsvis minst ca. 3 og mer foretrukket minst ca. 5 volum%, basert på det totale fluid. Tilsvarende bør mengden ikke være så stor at den ikke kan disperge-res i oljefasen. Mengden av ikkeolje-væske er derfor typisk mindre enn ca. 90, fortrinnsvis mindre enn ca. 80 og mer foretrukket mindre enn ca. 70 volum%, basert på det totale fluid.
Anvendt i det foreliggende angir betegnelsen «amin» forbindelser med strukturen R-NH2 hvor R representerer en Ci2-C22-alkylgruppe eller en C12-C22-alkenylgruppe. Foretrukne R-grupper innbefatter rettkjedet eller forgrenet dodekyl, tridekyl, tetradekyl, pentadekyl, heksadekyl, heptadekyl, oktadekyl, nodekyl, eiko-syl, heneikosyl, docosyl samt blandinger og umettede derivater av disse. Foretrukne umettede derivater innbefatter soyaalkylamin (Armeen S™, som leveres fra Akzo Chemicals Inc.) og talgalkylamin (Armeen T™, som leveres fra Akzo Chemicals Inc.). Mange av de andre ovennevnte aminer er også kommersielt tilgjengeli-ge fra Akzo Chemicals Inc. under handelsnavnet Armeen ™. Forannevnte aminer med formelen R-NH2 protoneres for anvendelse ved oppfinnelsen. Betegnelsen
«protonert» angir at aminet er omdannet til strukturen R-N+-H3 B". Slik protonering skjer typisk ved reaksjon mellom aminet og en vannløselig syre som omtalt nedenfor.
Ved den foreliggende oppfinnelse funksjonerer aminet, når det er protonert, som overflateaktivt middel under nedsettelse av væskenes grenseflatespenning slik at ikkeolje-væsken kan danne en stabil dispersjon av fine smådråper i oljevæsken. Mengden av amin bør derfor være tilstrekkelig til at ikkeolje-væsken kan danne en stabil dispersjon av fine smådråper i oljevæsken. Skjønt denne mengde kan variere avhengig av beskaffenheten og mengden av oljevæsken og ikkeolje-væsken, er aminmengden typisk minst ca. 0,1, fortrinnsvis minst ca. 5 og mer foretrukket minst ca. 10 vekt%, basert på det totale fluid. Mengden bør tilsvarende ikke være så stor at aminet innvirker på stabiliteten av invertemulsjons-fluidet eller ytelsen hos invertemulsjonen som borefluid.
Anvendt i det foreliggende angir betegnelsen «syre» vannløselige, dvs. at minst 10 volum% av syren oppløses i vann, forbindelser som danner «sure løs- ninger». En løsning anses for å være en «sur løsning» hvis den kan protonere aminet og frembringe en stabil emulsjon av ikkeolje-fluid i oljefluid. Betegnelsen syre angir både uorganiske syrer så som svovelsyre, salpetersyre, flussyre, saltsyre og fosforsyre, samt organiske syrer så som sitronsyre, eddiksyre, maursyre, benzosyre, salicylsyre, oksalsyre, glykolsyre, melkesyre, glutarsyre, halogenerte eddiksyrer, organosulfonsyrer, organofosforsyrer og liknende. Fettsyrer så som oljesyre, palmitinsyre og stearinsyre er ikke innenfor definisjonen av syre som anvendt i det foreliggende, på grunn av at slike syrer ikke er vannløselige. Forbindelser som danner sure løsninger ved oppløsing i vann, anses også som «syrer» slik betegnelsen er anvendt i det foreliggende. Slike syrer kan for eksempel innbefatte eddiksyreanhydrid, hydrolyserbare estere, hydrolyserbare organosulfonsyre-derivater, hydrolyserbare organofosforsyre-derivater, fosfortrihalogenid, fosforok-syhalogenid, sure metallsalter, svoveldioksid, nitrogenoksider, karbondioksid og liknende slike forbindelser. Ved én utførelsesform dannes således den sure løs-ning ved oppløsing av et surt metallsalt i vann. Det vil si at ved oppløsing av metallsaltet dannes en tilstrekkelig konsentrasjon av protoner til at den resulterende løsning kan protonere aminet og danne en stabil emulsjon av ikkeolje-fluid i oljefluid. Ved en annen utførelsesform er den sure løsning en saltløsning dannet ved oppløsing av et nøytralt metallsalt og et surt metallsalt i vann. Ved enda en annen utførelsesform kan det dannes en sur løsning ved oppløsing av en syreforbindelse og et nøytralt salt.
Ved en spesielt foretrukket utførelsesform av denne oppfinnelse er saltløs-ninger så som sinkbromid-saltløsning eller sinkbromid- og kalsiumbromid-saltløs-ning sure i vandige løsninger, og disse saltløsninger er sure nok til protonering av aminene ifølge denne oppfinnelsen under dannelse av invert-emulsjoner. Andre overgangsmetallsalter kan vise anvendelse ved denne oppfinnelse, for eksempel sinkklorid og beslektede materialer. Én tydelig fordel ved anvendelse av disse materialer er evnen til å gi tyngde i borefluider uten tilsetting av faste vektøkende materialer, så som slike som er beskrevet nedenfor.
Mengden av syre må være tilstrekkelig til protonering av aminet uten at invertemulsjons-fluidet gjøres så surt at det er ustabilt. Som en fagperson på området vil være klar over, vil syremengden nødvendigvis variere meget sterkt med styrken av syren og det spesielle amin som skal protoneres. Ikke desto mindre vil en fagperson på området ved hjelp av denne beskrivelse lett kunne bestemme den nødvendige mengde syre ved hjelp av rutineforsøk.
Fremgangsmåten for fremstilling av borefluidene ifølge den foreliggende oppfinnelse er ikke spesielt avgjørende så lenge det dannes en invert-emulsjon. Generelt kan komponentene blandes sammen i hvilken som helst rekkefølge under agiteringsbetingelser. En representativ fremgangsmåte for fremstilling av invertemulsjons-fluidene omfatter sammenblanding av en passende mengde oljefluid og en passende mengde amin med kontinuerlig, forsiktig agitering. Et surt ikkeolje-fluid eller et ikkeolje-fluid i kombinasjon med en syre blir så tilsatt under blanding inntil det er dannet en invert-emulsjon. Hvis det skal tilsettes fast tyngemateriale, så som slike beskrevet nedenfor, tilsettes det faste tyngemateriale typisk etter at invertemulsjons-fluidet er dannet.
En fagperson på området kan lett identifisere om de riktige bestanddeler og mengder er blitt anvendt for dannelse av en invert-emulsjon, ved anvendelse av følgende test:
INVERTEMULSJONS-TEST
En liten porsjon av emulsjonen anbringes i et beger som inneholder et oljefluid. Hvis emulsjonen er en invert-emulsjon, vil den lille del av emulsjonen disper-geres i oljefluidet. Visuell undersøkelse vil bestemme om den er blitt dispergert på denne måte. Alternativt kan invert-emulsjonens elektriske stabilitet undersøkes under anvendelse av en typisk emulsjonsstabilitets-tester. Vanligvis økes spenningen påført over to elektroder inntil emulsjonen brytes og det strømmer en strømbølge mellom de to elektroder. Spenningen som er nødvendig for å bryte emulsjonen, er et vanlig mål for stabiliteten av en slik emulsjon. Andre tester er beskrevet på side 166 i boken Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids, 5. utgave. H.C.H. Darley og George Gray, Gulf Publishing Company, 1988.
Forskjellige overflateaktive midler og fuktemidler som vanligvis anvendes i invertemulsjons-fluider, kan eventuelt innarbeides i fluidene ifølge denne oppfinnelse. Slike overflateaktive midler er for eksempel fettsyrer, såper av fettsyrer, amidaminer, polyamider, polyaminer, oleatestere, imidazolin-derivater, oksidert rå tallolje, organiske fosfatestere, alkylaromatiske sulfater og sulfonater samt blandinger av ovennevnte. Slike overflateaktive midler anvendes vanligvis i en mengde som ikke innvirker på fluidene ifølge denne oppfinnelse som anvendes som borefluider.
Viskositetsøkende midler, for eksempel organofile leirarter, kan eventuelt anvendes i invertborefluid-blandingene ifølge den foreliggende oppfinnelse. Det kan vanligvis også anvendes andre viskositetsøkende midler, så som oljeløselige polymerer, polyamidharpikser, polykarboksylsyrer og fettsyresåper. Mengden av viskositetsøkende middel som anvendes i blandingen, vil nødvendigvis variere avhengig av blandingens sluttanvendelse. Slike viskositetsøkende midler anvendes vanligvis i en mengde på minst ca. 0,1. fortrinnsvis minst ca. 2, mer foretrukket minst ca. 5 vekt%, basert på det totale fluid. VG-69™ og VG-PLUS™ er orga-noleire-materialer, og Versa HRP™ er et polyamidharpiksmateriale, og disse fremstilles og distribueres av M-l Drilling Fluids Company og er egnede viskositet-søkende midler.
Fluidtap-motvirkende midler så som modifisert lignitt, polymerer, oksidert asfalt og gilsonitt kan også tilsettes til invertborefluidene ifølge denne oppfinnelse. Slike fluidtap-motvirkende midler anvendes vanligvis i en mengde som er minst ca. 0,1, fortrinnsvis minst ca. 1 og mer foretrukket minst ca. 5 vekt%, basert på det totale fluid.
Invertemulsjons-borefluidene ifølge denne oppfinnelse kan eventuelt inne-holde et fast tyngemateriale. Mengden og beskaffenheten av det faste tyngemateriale avhenger av den ønskede densitet og viskositet hos sluttblandingen. De foretrukne faste tyngematerialer innbefatter, men er ikke begrenset til, barytt, jernoksi-der, kalsiumkaronat og liknende. Det faste tyngemateriale tilsettes typisk for oppnåelse av en borefluid-densitet på under 2,88, fortrinnsvis under 2,52, og mest foretrukket under 2,34 kg/l.
Vekten av invertemulsjons-borefluidene ifølge den foreliggende oppfinnelse kan også økes ved anvendelse av sure metallsalt-oppløsninger. Som for faste tyngematerialer avhenger mengden og beskaffenheten av den sure metallsalt-oppløsning av den ønskede densitet og viskositet hos sluttblandingen. Som angitt ovenfor, kan sure metallsalt-oppløsninger dannes ved oppløsing av et surt metallsalt i vandig løsning med eller uten andre syrer. De foretrukne sure metallsalter er overgangsmetallsalter av nøytrale eller sure anioner. Slike anioner innbefatter for eksempel halogenid, sulfat, sulfitt, nitrat, hydrosulfat og liknende. Ved én slik utfø- relsesform er det sure metallsalt valgt fra gruppen som innbefatter sinkklorid, sinkbromid, hydratene av disse salter samt blandinger av dem. Ved en annen foretrukket utførelsesform er det sure metallsalt sinkbromid. Enda en tredje utførel-sesform innbefatter en blanding av et nøytralt salt, så som kalsiumhalogenid, eller alkalimetallhalogenid, -nitrat eller -sulfat, og et surt metallsalt er valgt fra gruppen som innbefatter sinkklorid, sinkbromid, hydratene av disse salter, samt blandinger av disse. Ved én utførelsesform anvendes det således en blanding av sinkbromid og kalsiumbromid for dannelse av en saltløsning. Avhengig av den ønskede densi-tetsøkning kan konsentrasjonen av saltet i løsning varieres. Ved én slik utførelses-form anvendes en blanding av sinkbromid og kalsiumbromid for oppnåelse av en løsning med en densitet på 2,30 kg/l. En fagperson på området vil lett kunne ut-forme hvilken som helst slik løsning. Én fremgangsmåte for dette er å danne en mettet vandig løsning av det valgte salt eller blanding av salter og måle densiteten av den dekanterte faststoff-frie løsning. Densiteten av den mettede saltløsning kan reduseres ved systematisk fortynning med små porsjoner av vann inntil den ønskede densitet er oppnådd. Hvis en løsning med høyere densitet er ønskelig, kan en mer løselig form av metallsaltet velges, eller det kan anvendes en kombinasjon av salter. Det skal bemerkes at det i noen tilfeller bør overveies miljømes-sige hensyn når det gjelder metall-ionets toksisitet i løsning, ved valg av saltet for anvendelse til dannelse av saltløsningen.
Følgende eksempler er gitt for det formål å illustrere ytelsesegenskapene hos borefluidblandingene ifølge denne oppfinnelse. Disse forsøk ble utført hoved-sakelig ifølge metodene i API Bulletin RP 13B-2, 1990. Følgende forkortninger kan anvendes ved beskrivelse av forsøksresultatene: «E.S.» er elektrisk stabilitet av emulsjonen ifølge måling ved hjelp av testen beskrevet i Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids, 5. utgave. H.C.H. Darley, George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988, s. 116. Jo høyere tall, jo mer stabil er vanligvis emulsjonen.
«PV» er plastisk viskositet, som er én variabel som anvendes ved beregning av viskositetsegenskapene hos et borefluid, målt i centipoise-(cp)-enheter.
«FG» er flytegrense, som er en annen variabel som anvendes ved beregning av viskositetsegenskapene hos borefluider, målt i kg/100 m<2>.
«TV» er tilsynelatende viskositet, som er en annen variabel anvendt ved beregning av viskositetsegenskaper hos borefluider, målt i centipoise-(cp)-en heter.
«GEL» er et mål for suspenderingsegenskapene, eller de tiksotrope egenskaper hos et borefluid, målt i kg/100 m<2>.
«API F.L.» er betegnelsen anvendt for API-filtrattap i milliliter (ml).
«HTHP» er betegnelsen som anvendes for fluidtap ved høy temperatur og høyt trykk, målt i milliliter (ml) ifølge API-bulletin RP 13 B-2, 1990.
Eksempel 1
I følgende eksempel fremstilles invertborefluider under anvendelse av aminer ifølge denne oppfinnelse.
Preparat 1
Ovenstående preparat ble fremstilt i henhold til følgende fremgangsmåte: Først ble olje og organofil leire blandet i en glasskrukke på en blander av typen Hamilton Beach i 15 minutter. Deretter ble Adogen -151™ tilsatt og blandet i 10 minutter. Saltløsning ble deretter tilsatt, og det ble blandet i 15 minutter. CaC03ble deretter tilsatt, og det ble blandet i 15 minutter.
Ovenstående preparat ble varmealdret ved 65,5°C i 16 timer. Begynnelses-egenskaper og egenskaper etter varmealdring ble målt ved romtemperatur.
5,0 gram kalk ble tilsatt til det varmealdrede preparat, og dette ble oppvar-met ved 65,5°C. Invert-emulsjonen brast innen 4 timer, og faststoffene ble vannfuktet. Elektrisk stabilitet (E.S.) falt til 6.
Til ovennevnte vannfuktede faststoffpreparat ble det tilsatt 15 ml 17,5% saltsyre. Preparatet ble blandet i 10 minutter. De vannfuktede faststoffer ble oljefuktet, og det ble oppnådd en invert-emulsjon. Emulsjonens stabilitet økte til 280. Følgende egenskaper ble målt for det syrebehandlede preparat.
5,0 g kalk ble tilsatt til det syrebehandlede preparat ovenfor, og det ble blandet i 10 minutter. Preparatet ble deretter varmealdret ved 65,5°C i 6 timer. Det ble deretter konstatert at emulsjonen brast, og faststoffene ble vannfuktet. Fluidet hadde en elektrisk stabilitet på 6.
Til ovennevnte vannfuktede faststoffblanding ble det tilsatt 10 ml iseddik. De vannfuktede faststoffer ble oljefuktet igjen. Den elektriske stabilitet økte til 295.
Ovenstående eksempel viser at protoneringen av aminet danner invert-emulsjonen, og ved deprotonering brytes emulsjonen.
Eksempel 2
Følgende preparat ble fremstilt for påvisning av anvendbarheten av et overflateaktivt amin-middel ifølge denne oppfinnelse i et basisslam med et forhold mellom olje og vann på 50:50.
Ovenstående preparat ble fremstilt på liknende måte som for eksempel 1 og varmealdret ved 65,5°C i 16 timer. Følgende begynnelses-egenskaper og egenskaper etter varmealdring ble målt.
5,0 g kalk ble deretter tilsatt til ovenstående preparat, og det ble varmealdret ved 65,5°C i 4 timer. Faststoffet ble vannfuktet. Den elektriske stabilitet var 6.
15,0 ml 17,5% saltsyre ble deretter tilsatt til det vannfuktede preparat ovenfor, og det ble blandet i 10 minutter. De vannfuktede faststoffer ble oljefuktet. Den elektriske stabilitet økte til 208. Slammet var olje-dispergerbart.
Ovenstående eksempel viser at protonering av overflateaktivt amin-middel ifølge denne oppfinnelsen lager stabile vann-i-olje-emulsjoner.
Eksempel 3
Følgende preparat ble tillaget på liknende måte som i eksempel 1, for å vise anvendelsen av overflateaktivt amin-middel i protonert form for dannelse av stabile vann-i-olje-emulsjoner.
Preparat 3
Ovenstående preparat ble varmealdret ved 65,5°C i 16 timer. Følgende egenskaper ble målt etter varmealdring.
10 g kalk ble blandet med ovenstående preparat, og det resulterende preparat ble varmealdret ved 65,5°C i 5 timer. Emulsjonen ble omdannet til en olje-i-vann-emulsjon med en elektrisk stabilitet på 10. Følgende egenskaper ble målt for denne olje-i-vann-emulsjon: 15 ml 17,5% saltsyre ble deretter blandet med ovenstående preparat, og dette ble omdannet til et oljebasert slam med en elektrisk stabilitet på 153.
Ovenstående eksempel påviser at amin-emulgeringsmidlet i protonert form ifølge denne oppfinnelse danner en vann-i-olje-emulsjon. Ved deprotonering med kalk danner det en olje-i-vann-emulsjon.
Eksempel 4
Følgende preparater, preparat 4, preparat 5 og preparat 6, ble fremstilt på liknende måte som i eksempel 1, for å vise anvendelse av syntetiske oljer ved fremstilling av invert-emulsjoner ifølge denne oppfinnelse.
Følgende begynnelsesegenskaper ble målt for ovenstående preparater.
Ovenstående preparater ble deretter varmealdret ved 65,5°C i 16 timer. Følgende egenskaper ble deretter målt ved romtemperatur: 10 gram kalk ble tilsatt til hvert av de ovennevnte varmealdrede preparater 4-6. Faststoffene ble vannfuktet. Den elektriske stabilitet falt til henholdsvis 25, 22 og 10. Vann-i-olje-emulsjonene ble brutt.
Iseddik ble deretter tilsatt til hvert av de ovennevnte vannfuktede faststoff-blandinger for nøytralisering av kalken og protonering av det overflateaktive amin-middel. Ved protonering av det overflateaktive amin-middel ble preparatene vann-i-olje-invertemulsjoner. Den elektriske stabilitet økte til henholdsvis 121, 138 og 110.
Ovenstående eksempel viser anvendelse av et overflateaktivt amin-middel i protonert form for fremstilling av invert-emulsjonen ifølge denne oppfinnelse.
Eksempel 5
Følgende preparater ble fremstilt for å vise anvendbarheten av det overflateaktive amin-middel ifølge denne oppfinnelse til fremstilling av faststoff-frie invert-emulsjoner under anvendelse av sinkbromid-saltløsning som indre fase.
Densiteten av sinkbromid-saltløsningen ble justert for oppnåelse av den ønskede densitet enten ved tilsetting av ytterligere salt for øking av densiteten, eller ved tilsetting av ytterligere vann for redusering av densiteten. Ovenstående preparater ble fremstilt på liknende måte som i eksempel 1 og varmealdret ved 65,5°C i 16 timer. Følgende egenskaper etter varmealdring ble målt ved romtemperatur.
Ovenstående eksempel viser anvendelse av en sur metallsaltoppløsning (dvs. sinkbromid-saltløsning) med det overflateaktive amin-middel i protonert form til fremstilling av en invert-emulsjon ifølge denne oppfinnelse som har fått øket vekt (dvs. har større densitet enn emulsjonen når vann erstatter saltløsningen), men som ikke inneholder faste tyngematerialer.
Claims (60)
1. Invertemulsjons-fluid,
karakterisert vedat det omfatter a) en oljevæske, b) en ikkeolje-væske og c) et protonert amin med strukturen
R-N<+->H3B-
hvor R er en Ci2-C22-alkylgruppe eller en Ci2-C22-alkenylgruppe og B" er den konjugerte base av en vannløselig syre, nevnte protonerte amin er i en konsentrasjon slik at ved tilsats av en base brytes den inverte emulsjonen reversibelt.
2. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 1,
karakterisert vedat oljevæsken utgjør fra ca. 30 til ca. 99 volum% av fluidet.
3. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 1,
karakterisert vedat oljevæsken er dieselolje, mineralolje, en syntetisk olje eller en blanding av disse.
4. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 1,
karakterisert vedat oljevæsken omfatter fra ca. 5 til ca. 100 volum%, basert på fluidet, av en alifatisk ester, en alifatisk eter, et alifatisk acetal, et dialkylkarbonat, et hydrokarbon eller en blanding av disse.
5. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 1,
karakterisert vedat ikkeolje-væsken utgjør fra ca. 1 til ca. 70 volum% av invertemulsjons-fluidet.
6. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 1,
karakterisert vedat ikkeolje-væsken er en vandig væske.
7. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 6,
karakterisert vedat den vandige væske er vann, sjøvann, saltløsning inneholdende oppløste organiske eller uorganiske salter, en vandig væske inneholdende vann-blandbare organiske forbindelser, eller en blanding av disse.
8. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 1,
karakterisert vedat R er en alkenylgruppe.
9. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 8,
karakterisert vedat R inneholder én dobbeltbinding.
10. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 1,
karakterisert vedat det protonerte amin er dannet ved omsetting av et amin med formelen R-NH2, med en syre.
11. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 1,
karakterisert vedat syren er vannløselig.
12. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 11,
karakterisert vedat syren er en organisk syre, en uorganisk syre eller en blanding av disse.
13. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 12,
karakterisert vedat den organiske syre er citronsyre, eddiksyre, maursyre, benzosyre, salicylsyre, oksalsyre, glykolsyre, melkesyre, glutarsyre eller kar-bonsyre.
14. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 12,
karakterisert vedat den uorganiske syre er svovelsyre, salpetersyre, flussyre, saltsyre eller fosforsyre.
15. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 1,
karakterisert vedat
oljevæsken omfatter fra ca. 30 til ca. 99 volum% av fluidet, ikkeolje-væsken omfatter fra ca. 1 til ca. 70 volum% av fluidet, og hvor det protonerte aminet utgjør ca. 0,1 - 5,0 vekt% av fluidet.
16. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 15,
karakterisert vedat oljevæsken er dieselolje, mineralolje, en syntetisk olje eller en blanding av disse.
17. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 15,
karakterisert vedat oljevæsken videre omfatter fra ca. 5 til ca. 100 volum%, basert på oljefluidet, av en ester, en eter, et acetal, et dialkylkarbonat, et hydrokarbon eller en blanding av disse.
18. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 15,
karakterisert vedat ikkeolje-væsken er en vandig væske.
19. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 18,
karakterisert vedat den vandige væske er vann, sjøvann, en saltløsning inneholdende oppløste organiske eller uorganiske salter, en vandig væske inneholdende vann-blandbare organiske forbindelser, eller en blanding av disse.
20. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 15,
karakterisert vedat R er en alkenylgruppe.
21. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 20,
karakterisert vedat R inneholder én dobbeltbinding.
22. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 1,4
karakterisert vedat det protonerte amin er dannet ved omsetting av et amin med formelen R-Nhfe med en syre.
23. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 22,
karakterisert vedat syren er vannløselig.
24. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 23,
karakterisert vedat syren er en organisk syre, en uorganisk syre eller en blanding av disse.
25. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 24,
karakterisert vedat den organiske syre er sitronsyre, eddiksyre, maursyre, benzosyre, salicylsyre, oksalsyre, glykolsyre, melkesyre, glutarsyre eller kar-bonsyre.
26. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 24,
karakterisert vedat den uorganiske syre er svovelsyre, salpetersyre, flussyre, saltsyre eller fosforsyre.
27. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 1,
karakterisert vedat
oljevæsken er valgt blant dieselolje, mineralolje, en syntetisk olje og en
blanding av disse, idet oljevæsken utgjør fra ca. 30 til ca. 99 volum% av fluidet,
hvor ikkeolje-væsken er en vandig væske valgt blant vann, sjøvann, en
saltløsning inneholdende oppløste organiske eller uorganiske salter, en vandig væske inneholdende vann-blandbare organiske forbindelser, eller en blanding av disse, idet ikkeolje-væsken omfatter fra ca. 1 til ca. 70 volum% av væsken, og
hvor det protonerte amin utgjør fra ca. 0,1 til ca. 5,0 vekt% av fluidet.
28. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 1,15 eller 27,
karakterisert vedat ikkeolje-væsken er en sur metallsaltoppløsning, og saltoppløsningen er i tilstrekkelige mengder til øking av borefluidets densitet.
29. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 1,15 eller 27,
karakterisert vedat ikkeolje-væsken er en saltløsning som innbefatter et surt metallsalt, og det sure metallsalt er valgt fra gruppen som består av sinkbromid, sinkklorid, hydratene av disse salter samt blandinger av disse.
30. Invertemulsjons-fluid ifølge krav 1,15 eller 27,
karakterisert vedat ikkeolje-væsken er en saltløsning innbefattende sinkbromid.
31. Fremgangsmåte for boring,karakterisert vedat den omfatter: a) å tilveiebringe en invertemulsjon borevæske, hvor invertemulsjon borevæsken omfatter: A) en oljevæske, B) en ikkeolje-væske og C) et protonert amin med strukturen
hvor R er en Ci2-C22-alkylgruppe eller en Ci2-C22-alkenylgruppe og B" er den konjugerte base av en vannløselig syre, nevnte protonerte amin er i en konsentrasjon slik at en invertemulsjon dannes; og b) å tilsette en base som er funksjonelt i stand til å deprotonere det protonerte overflateaktive aminet for å omdanne invertemulsjonen til en olje-i-vann emulsjon.
32. Fremgangsmåte ifølge krav 31,karakterisert vedat den ytterligere omfatter: å bruke invertemulsjon-borevæsken ved boring, komplettering eller brønn-overhaling, hvor fluidet kommer i kontakt med en produserende formasjon,
hvor tilsetning av basen omfatter å injisere en base som er funksjonelt i stand til å deprotonere det protonerte overflateaktive aminet i brønnen for å reversibelt bryte invertemulsjonen.
33. Fremgangsmåte ifølge krav 31,karakterisert vedat den ytterligere omfatter: å tilsette en syre til olje-i-vann emulsjonen for å omdanne olje-i-vann emulsjonen til en invertemulsjonen.
34. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 31-33,karakterisert vedat oljevæsken utgjør fra ca. 30 til ca. 99 volum% av fluidet.
35. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 31-33,karakterisert vedat oljevæsken er dieselolje, mineralolje, en syntetisk olje eller en blanding av disse.
36. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 31-33,karakterisert vedat oljevæsken omfatter fra ca. 5 til ca. 100 volum%, basert på fluidet, av en alifatisk ester, en alifatisk eter, et alifatisk acetal, et dialkylkarbonat, et hydrokarbon eller en blanding av disse.
37. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 31-33,karakterisert vedat ikkeolje-væsken utgjør fra ca. 1 til ca. 70 volum% av invertemulsjons-fluidet.
38. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 31-33,karakterisert vedat ikkeolje-væsken er en vandig væske.
39. Fremgangsmåte ifølge krav 38,
karakterisert vedat den vandige væske er vann, sjøvann, saltløsning inneholdende oppløste organiske eller uorganiske salter, en vandig væske inneholdende vann-blandbare organiske forbindelser, eller en blanding av disse.
40. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 31-33,karakterisert vedat R er en alkenylgruppe.
41. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 31-33,karakterisert vedat R inneholder én dobbeltbinding.
42. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 31-33,karakterisert vedat det protonerte amin er dannet ved omsetting av et amin med formelen R-Nhfe, med en vannløselig syre.
43. Fremgangsmåte ifølge krav 42,
karakterisert vedat syren er en organisk syre, en uorganisk syre eller en blanding av disse.
44. Fremgangsmåte ifølge krav 43,
karakterisert vedat den organiske syre er sitronsyre, eddiksyre, maursyre, benzosyre, salicylsyre, oksalsyre, glykolsyre, melkesyre, glutarsyre eller kar-bonsyre.
45. Fremgangsmåte ifølge krav 43,
karakterisert vedat den uorganiske syre er svovelsyre, salpetersyre, flussyre, saltsyre eller fosforsyre.
46. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 31-33,karakterisert vedat
oljevæsken (A) omfatter fra ca. 30 til ca. 99 volum% av fluidet, ikkeolje-væsken (B) omfatter fra ca. 1 til ca. 70 volum% av fluidet, og det protonerte aminet (C) utgjør ca. 0,1 - 5,0 vekt% av fluidet.
47. Fremgangsmåte ifølge krav 46,
karakterisert vedat oljevæsken er dieselolje, mineralolje, en syntetisk olje eller en blanding av disse.
48. Fremgangsmåte ifølge krav 46,
karakterisert vedat oljevæsken videre omfatter fra ca. 5 til ca. 99 volum%, basert på oljefluidet, av en alifatisk ester, en alifatisk eter, et alifatisk acetal, et dialkylkarbonat, et hydrokarbon eller en blanding av disse.
49. Fremgangsmåte ifølge krav 46,
karakterisert vedat ikkeolje-væsken er en vandig væske.
50. Fremgangsmåte ifølge krav 49,
karakterisert vedat den vandige væske er vann, sjøvann, en saltløsning inneholdende oppløste organiske eller uorganiske salter, en vandig væske inneholdende vann-blandbare organiske forbindelser, eller en blanding av disse.
51. Fremgangsmåte ifølge krav 46,
karakterisert vedat R er en alkenylgruppe.
52. Fremgangsmåte ifølge krav 51,
karakterisert vedat R inneholder én dobbeltbinding.
53. Fremgangsmåte ifølge krav 46
karakterisert vedat det protonerte amin er dannet ved omsetting av et amin med formelen R-NH2 med en vannløselig syre.
54. Fremgangsmåte ifølge krav 53,
karakterisert vedat syren er en organisk syre, en uorganisk syre eller en blanding av disse.
55. Fremgangsmåte ifølge krav 54,
karakterisert vedat den organiske syre er sitronsyre, eddiksyre, maursyre, benzosyre, salicylsyre, oksalsyre, glykolsyre, melkesyre, glutarsyre eller kar-bonsyre.
56. Fremgangsmåte ifølge krav 54,
karakterisert vedat den uorganiske syre er svovelsyre, salpetersyre, flussyre, saltsyre eller fosforsyre.
57. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 31-33,karakterisert vedat
oljevæsken (A) er valgt blant dieselolje, mineralolje, en syntetisk olje og
blanding av disse, idet oljevæsken utgjør fra ca. 30 til ca. 99 volum% av fluidet,
hvor ikkeolje-væsken (B) er en vandig væske valgt blant vann, sjøvann, en
saltløsning inneholdende oppløste organiske eller uorganiske salter, en vandig væske inneholdende vann-blandbare organiske forbindelser, eller en blanding av disse, idet ikkeolje-væsken omfatter fra ca. 1 til ca. 70 volum% av væsken, og
hvor det protonerte amin (C) utgjør fra ca. 0,1 til ca. 5,0 vekt% av fluidet.
58. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 31-33, 46 eller 57,karakterisert vedat ikkeolje-væsken er en sur metallsaltoppløsning, og saltoppløsningen er i tilstrekkelige mengder for å øke borefluidets densitet.
59. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 31-33, 46 eller 57,karakterisert vedat ikkeolje-væsken er en saltløsning som innbefatter et surt metallsalt, og det sure metallsalt er valgt fra gruppen som består av sinkbromid, sinkklorid, hydratene av disse salter samt blandinger av disse.
60. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 31-33, 46 eller 57,karakterisert vedat ikkeolje-fluidet er en saltløsning innbefattende sinkbromid.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US2304396P | 1996-08-02 | 1996-08-02 | |
| US08/862,198 US5905061A (en) | 1996-08-02 | 1997-05-23 | Invert emulsion fluids suitable for drilling |
| PCT/US1997/013883 WO1998005735A1 (en) | 1996-08-02 | 1997-08-01 | Invert emulsion fluids suitable for drilling |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO981160D0 NO981160D0 (no) | 1998-03-16 |
| NO981160L NO981160L (no) | 1998-05-15 |
| NO328474B1 true NO328474B1 (no) | 2010-03-01 |
Family
ID=26696659
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19981160A NO328474B1 (no) | 1996-08-02 | 1998-03-16 | Invertemulsjonsfluider egnet for oljeboring og fremgangsmate for boring |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US5905061A (no) |
| EP (1) | EP0929619B1 (no) |
| AT (1) | ATE346126T1 (no) |
| AU (1) | AU730486B2 (no) |
| CA (1) | CA2237599C (no) |
| DE (1) | DE69736980D1 (no) |
| NO (1) | NO328474B1 (no) |
| WO (1) | WO1998005735A1 (no) |
Families Citing this family (99)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040072696A1 (en) * | 1996-08-02 | 2004-04-15 | M-I Llc. | Invert emulsion fluids having negative alkalinity |
| US6589917B2 (en) * | 1996-08-02 | 2003-07-08 | M-I Llc | Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility |
| US6806233B2 (en) * | 1996-08-02 | 2004-10-19 | M-I Llc | Methods of using reversible phase oil based drilling fluid |
| US6100223A (en) * | 1997-12-30 | 2000-08-08 | Chevron Chemical Company Llc | Method of converting olefins into mixtures of secondary esters, products and uses thereof |
| US6793025B2 (en) | 1998-01-08 | 2004-09-21 | M-I L. L. C. | Double emulsion based drilling fluids |
| US6405809B2 (en) | 1998-01-08 | 2002-06-18 | M-I Llc | Conductive medium for openhold logging and logging while drilling |
| WO2000022063A1 (en) * | 1998-10-12 | 2000-04-20 | The Dow Chemical Company | Method for treating subterranean formations |
| WO2000056835A1 (en) * | 1999-03-24 | 2000-09-28 | M-I L.L.C. | Invert emulsion fluids suitable for drilling |
| GB9930219D0 (en) * | 1999-12-21 | 2000-02-09 | Bp Exploration Operating | Process |
| US6562764B1 (en) * | 2000-02-10 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Serv Inc | Invert well service fluid and method |
| DE10104869A1 (de) * | 2001-02-03 | 2002-08-08 | Cognis Deutschland Gmbh | Additiv für ölbasierte Invert-Bohrspülungen |
| US6828279B2 (en) | 2001-08-10 | 2004-12-07 | M-I Llc | Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid |
| US6691805B2 (en) | 2001-08-27 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically conductive oil-based mud |
| US7125826B2 (en) * | 2001-09-14 | 2006-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using invertible oil external-water internal fluids in subterranean applications |
| US6608006B2 (en) * | 2001-09-14 | 2003-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling well bores using invertible oil external-water internal drilling fluids |
| US6776234B2 (en) * | 2001-12-21 | 2004-08-17 | Edward L. Boudreau | Recovery composition and method |
| US6719055B2 (en) | 2002-01-23 | 2004-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for drilling and completing boreholes with electro-rheological fluids |
| US20050009710A1 (en) * | 2002-01-31 | 2005-01-13 | Halliburton Energy Services | Reactive sealing compositions for sealing hydrocarbon containing subterranean formations and methods |
| US7067460B2 (en) * | 2002-11-14 | 2006-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Organofunctional compounds for shale stabilization of the aqueous dispersed phase of non-aqueous based invert emulsion drilling system fluids |
| US7081437B2 (en) * | 2003-08-25 | 2006-07-25 | M-I L.L.C. | Environmentally compatible hydrocarbon blend drilling fluid |
| US7222672B2 (en) * | 2004-01-16 | 2007-05-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids containing additives for removing a filter cake and methods of using the same |
| US7534745B2 (en) * | 2004-05-05 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelled invert emulsion compositions comprising polyvalent metal salts of an organophosphonic acid ester or an organophosphinic acid and methods of use and manufacture |
| CA2527144C (en) * | 2005-11-15 | 2014-04-29 | Queen's University At Kingston | Reversibly switchable surfactants and methods of use thereof |
| CA2539418C (en) * | 2006-03-13 | 2013-10-29 | Queen's University At Kingston | Switchable solvents and methods of use thereof |
| US20080169103A1 (en) * | 2007-01-12 | 2008-07-17 | Carbajal David L | Surfactant Wash Treatment Fluids and Associated Methods |
| US8220548B2 (en) * | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
| EA017950B1 (ru) | 2007-11-30 | 2013-04-30 | Эм-Ай ЭлЭлСи | Диспергирующие флюиды и способы применения таковых |
| US7906464B2 (en) | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
| US7833943B2 (en) | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
| US8413745B2 (en) | 2009-08-11 | 2013-04-09 | Baker Hughes Incorporated | Water-based mud lubricant using fatty acid polyamine salts and fatty acid esters |
| US8691733B2 (en) * | 2009-09-01 | 2014-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Suspension characteristics in invert emulsions |
| CA2683660C (en) | 2009-10-28 | 2017-07-04 | Queen's University At Kingston | Switchable hydrophilicity solvents and methods of use thereof |
| FR2954095B1 (fr) * | 2009-12-22 | 2012-04-20 | Oreal | Emulsion inverse pour le traitement des cheveux comprenant un ester gras liquide |
| SG10201501027XA (en) | 2010-02-10 | 2015-04-29 | Univ Kingston | Water with Switchable Ionic Strength |
| US8936111B2 (en) * | 2010-03-06 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert drilling fluids having enhanced rheology and methods of drilling boreholes |
| US7939470B1 (en) | 2010-03-27 | 2011-05-10 | Halliburton Energy Services Inc. | Invert emulsion drilling fluids comprising quaternary ammonium emulsifiers and argillaceous solids and methods of drilling boreholes |
| BR112013014972B1 (pt) | 2010-12-15 | 2020-12-29 | Queen's University At Kingston | método para remover um soluto da solução aquosa ou para concentrar a solução aquosa diluida através da modulação da força iônica de uma solução aquosa |
| US9045675B2 (en) * | 2011-02-15 | 2015-06-02 | Schlumberger Technology Corporation | Non-aqueous, acid soluble, high-density completion fluids and process |
| US8530393B2 (en) | 2011-04-15 | 2013-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to characterize fracture plugging efficiency for drilling fluids |
| US8950492B2 (en) | 2011-07-20 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert emulsion fluid containing a hygroscopic liquid, a polymeric suspending agent, and low-density solids |
| US9376608B2 (en) | 2011-07-20 | 2016-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert emulsion drilling fluid containing a hygroscopic liquid and a polymeric suspending agent |
| US20130048282A1 (en) | 2011-08-23 | 2013-02-28 | David M. Adams | Fracturing Process to Enhance Propping Agent Distribution to Maximize Connectivity Between the Formation and the Wellbore |
| EP2758487A1 (en) | 2011-09-22 | 2014-07-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-stage methods and compositions for desensitizing subterranean formations faces |
| US8887808B2 (en) | 2011-11-09 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Engineered methods and materials for wellbore strengthening in subterranean operations |
| US8887815B2 (en) | 2012-01-05 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nanoparticle kinetic gas hydrate inhibitors |
| US9103176B2 (en) | 2012-02-08 | 2015-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Instrumented core barrel apparatus and associated methods |
| US9200190B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods relating to predicting subterranean formation damage from deformable additives |
| US20130217603A1 (en) | 2012-02-17 | 2013-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of neutral-density particles to enhance barite sag resistance and fluid suspension transport |
| US9206673B2 (en) | 2012-04-09 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluid system and methods of use |
| US9850748B2 (en) | 2012-04-30 | 2017-12-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Propping complex fracture networks in tight formations |
| US9708527B2 (en) | 2012-05-03 | 2017-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Particulates having hydrophobic and oleophobic surfaces and methods relating thereto |
| US8997868B2 (en) | 2012-06-21 | 2015-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using nanoparticle suspension aids in subterranean operations |
| US9388333B2 (en) | 2012-07-11 | 2016-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods relating to designing wellbore strengthening fluids |
| US20140024561A1 (en) | 2012-07-18 | 2014-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Absorbent Polymers, and Related Methods of Making and Using the Same |
| US8960284B2 (en) | 2012-08-29 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hindering the settling of proppant aggregates |
| US9540561B2 (en) | 2012-08-29 | 2017-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for forming highly conductive propped fractures |
| US10030189B2 (en) * | 2012-09-04 | 2018-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Salt-free invert emulsion drilling fluids and methods of drilling boreholes |
| US20140073538A1 (en) | 2012-09-12 | 2014-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid Loss Control Composition and Method of Using the Same |
| US9284476B2 (en) | 2012-09-15 | 2016-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising magnetic surfactants and methods relating thereto |
| US8967263B2 (en) | 2012-09-18 | 2015-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating a subterranean formation with stress-activated resins |
| US9169433B2 (en) | 2012-09-27 | 2015-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing well productivity and minimizing water production using swellable polymers |
| US9702238B2 (en) | 2012-10-25 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
| US9410076B2 (en) | 2012-10-25 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
| US9951266B2 (en) | 2012-10-26 | 2018-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanded wellbore servicing materials and methods of making and using same |
| US8714249B1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
| US9388332B2 (en) | 2012-10-30 | 2016-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Chemically tagged polymers for simplified quantification and related methods |
| US9279077B2 (en) | 2012-11-09 | 2016-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming and placing proppant pillars into a subterranean formation |
| US9429005B2 (en) | 2012-11-28 | 2016-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for hindering the settling of proppant in a subterranean formation |
| US9321956B2 (en) | 2012-11-28 | 2016-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for hindering the settling of particulates in a subterranean formation |
| US9562425B2 (en) | 2012-12-18 | 2017-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing the conductivity of propped fractures with in-situ acidizing |
| US10407988B2 (en) | 2013-01-29 | 2019-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| US9777207B2 (en) | 2013-01-29 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| US9410065B2 (en) | 2013-01-29 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Precipitated particles and wellbore fluids and methods relating thereto |
| US20140209307A1 (en) | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
| US9322231B2 (en) | 2013-01-29 | 2016-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| US9175529B2 (en) | 2013-02-19 | 2015-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with interlocking lost circulation materials |
| US9284798B2 (en) | 2013-02-19 | 2016-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with swellable lost circulation materials |
| US8935957B2 (en) | 2013-03-13 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material |
| US9027648B2 (en) | 2013-03-18 | 2015-05-12 | Halliburton Engergy Services, Inc. | Methods of treating a subterranean formation with one-step furan resin compositions |
| US9797231B2 (en) | 2013-04-25 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of coating proppant particulates for use in subterranean formation operations |
| US8889599B1 (en) | 2013-05-20 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for use of oil-soluble weighting agents in subterranean formation treatment fluids |
| US9714560B2 (en) | 2013-06-14 | 2017-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Protected scale inhibitors and methods relating thereto |
| US9702239B2 (en) | 2013-06-27 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improved proppant suspension in high salinity, low viscosity subterranean treatment fluids |
| WO2015002669A1 (en) | 2013-07-01 | 2015-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Boronated biopolymer crosslinking agents and methods relating thereto |
| US9493723B2 (en) | 2013-08-30 | 2016-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-temperature lubricants comprising elongated carbon nanoparticles for use in subterranean formation operations |
| US9528066B2 (en) | 2013-08-30 | 2016-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-temperature lubricants comprising elongated carbon nanoparticles for use in subterranean formation operations |
| CA2919534C (en) | 2013-09-16 | 2018-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Conductivity enhancement of complex fracture networks in subterranean formations |
| MX2016002392A (es) | 2013-09-30 | 2016-08-19 | Halliburton Energy Services Inc | Diseño modificado de materiales para perdida de circulacion (lcm) para controlar las tensiones en formaciones subterraneas para detener perdidas de fluido de perforacion. |
| US9758712B2 (en) | 2013-10-30 | 2017-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of designing an invert emulsion fluid having high associative stability |
| WO2015069261A1 (en) | 2013-11-07 | 2015-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ generation of acid for use in subterranean formation operations |
| WO2016099581A1 (en) * | 2014-12-19 | 2016-06-23 | Huntsman Petrochemical Llc | Method of making liquid mixtures for use in oil fields |
| WO2016108829A1 (en) | 2014-12-30 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mems-lost circulation materials for evaluating fluid loss and wellbore strengthening during a drilling operation |
| WO2018048385A1 (en) | 2016-09-06 | 2018-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert emulsion containing vegetable oil |
| NO20210330A1 (en) | 2018-10-12 | 2021-03-12 | Halliburton Energy Services Inc | Acid sensitive emulsifier for use in subterranean treatment operations |
| US11299661B2 (en) | 2019-07-29 | 2022-04-12 | Saudi Arabian Oil Company | Water-based drilling fluids that include lubricants |
| US11365365B2 (en) | 2019-07-29 | 2022-06-21 | Saudi Arabian Oil Company | Lubricants that include alkyl esters and fatty acids |
| US11365337B2 (en) | 2019-07-29 | 2022-06-21 | Saudi Arabian Oil Company | Lubricants that include alkyl esters and fatty acids |
| US11542422B2 (en) | 2019-07-29 | 2023-01-03 | Saudi Arabian Oil Company | Water-based drilling fluids that include lubricants |
| AU2020383896A1 (en) * | 2019-11-13 | 2022-05-26 | Bromine Compounds Ltd. | Monovalent brines for use as wellbore fluids |
Family Cites Families (57)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB751191A (en) * | 1953-07-31 | 1956-06-27 | Bataafsche Petroleum | Drilling fluids suitable for use in earth-boring operations |
| US2802531A (en) * | 1954-04-26 | 1957-08-13 | Dow Chemical Co | Well treatment |
| US2900337A (en) * | 1956-12-20 | 1959-08-18 | Gulf Research Development Co | Weighting material |
| US2900336A (en) * | 1956-12-20 | 1959-08-18 | Gulf Research Development Co | Drilling fluids |
| US3804760A (en) * | 1969-12-02 | 1974-04-16 | Shell Oil Co | Well completion and workover fluid |
| GB1438948A (en) * | 1972-08-11 | 1976-06-09 | Unilever Ltd | Solvent type cleaners |
| CA1023239A (en) * | 1973-05-01 | 1977-12-27 | Leroy L. Carney | Water-in-oil emulsions and emulsifiers for preparing the same |
| US4040866A (en) * | 1973-10-05 | 1977-08-09 | N L Industries, Inc. | Laundering of oil base mud cuttings |
| US4230586A (en) * | 1978-08-07 | 1980-10-28 | The Lubrizol Corporation | Aqueous well-drilling fluids |
| US4439345A (en) * | 1981-06-11 | 1984-03-27 | Marathon Oil Company | Demulsification of a crude oil middle phase emulsion |
| ATE51012T1 (de) * | 1983-09-09 | 1990-03-15 | Shell Int Research | Biopolymerzusammensetzungen und verfahren zur herstellung derselben. |
| GB8412053D0 (en) * | 1984-05-11 | 1984-06-20 | Shell Int Research | Biopolymer formulations |
| DE3403021A1 (de) * | 1984-01-28 | 1985-08-01 | Henkel KGaA, 4000 Düsseldorf | Verfahren zur herstellung von gemischen aus c(pfeil abwaerts)6(pfeil abwaerts)-c(pfeil abwaerts)1(pfeil abwaerts)(pfeil abwaerts)0(pfeil abwaerts)-fettsaeuren |
| US4735731A (en) * | 1984-06-15 | 1988-04-05 | The Dow Chemical Company | Process for reversible thickening of a liquid |
| US4582543A (en) * | 1984-07-26 | 1986-04-15 | The Lubrizol Corporation | Water-based metal-containing organic phosphate compositions |
| US4615813A (en) * | 1984-07-26 | 1986-10-07 | The Lubrizol Corporation | Water-based metal-containing organic phosphate compositions |
| US4645608A (en) * | 1984-10-10 | 1987-02-24 | Sun Drilling Products, Corp. | Method of treating oil contaminated cuttings |
| GB8526454D0 (en) * | 1985-10-26 | 1985-11-27 | Perchem Ltd | Organic salt |
| GB8530271D0 (en) * | 1985-12-09 | 1986-01-22 | Shell Int Research | Preparation of polysaccharide in oil dispersion |
| GB8612940D0 (en) * | 1986-05-28 | 1986-07-02 | Dow Chemical Co | Derivative esters |
| GB8623891D0 (en) * | 1986-10-04 | 1986-11-05 | Perchem Ltd | Additives |
| GB8630295D0 (en) * | 1986-12-18 | 1987-01-28 | Shell Int Research | Drilling fluid |
| NO873531L (no) * | 1987-08-21 | 1989-02-22 | Sintef | Basisvaeske for tilberedelse av vaesker for anvendelse ved utvinning av petroleumforekomster. |
| US4941981A (en) * | 1987-12-04 | 1990-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid |
| US4830765A (en) * | 1987-12-04 | 1989-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same |
| DE3801476A1 (de) * | 1988-01-20 | 1989-08-03 | Henkel Kgaa | Zusammensetzungen zur befreiung festgesetzter bohrgestaenge |
| US5072794A (en) * | 1988-09-30 | 1991-12-17 | Shell Oil Company | Alcohol-in-oil drilling fluid system |
| GB2223255B (en) * | 1988-09-30 | 1992-11-11 | Shell Int Research | Invert emulsion drilling fluid |
| US4984561A (en) * | 1988-12-16 | 1991-01-15 | Green Cone Inc | Container for disposing waste |
| DE3842659A1 (de) * | 1988-12-19 | 1990-06-28 | Henkel Kgaa | Verwendung ausgewaehlter esteroele in bohrspuelungen insbesondere zur off-shore-erschliessung von erdoel- bzw. erdgasvorkommen (i) |
| DE3842703A1 (de) * | 1988-12-19 | 1990-06-21 | Henkel Kgaa | Verwendung ausgewaehlter esteroele in bohrspuelungen insbesondere zur off-shore-erschliessung von erdoel- bzw. erdgasvorkommen (ii) |
| GB8902762D0 (en) * | 1989-02-08 | 1989-03-30 | Shell Int Research | Surfactant composition |
| DE3903785A1 (de) * | 1989-02-09 | 1990-08-16 | Henkel Kgaa | Oleophile basische aminverbindungen als additive in invert-bohrspuelschlaemmen |
| DE3903784A1 (de) * | 1989-02-09 | 1990-08-16 | Henkel Kgaa | Monocarbonsaeure-methylester in invert-bohrspuelschlaemmen |
| US5254531A (en) * | 1989-02-09 | 1993-10-19 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Oleophilic basic amine compounds as an additive for invert drilling muds |
| DE3907392A1 (de) * | 1989-03-08 | 1990-09-13 | Henkel Kgaa | Ester von carbonsaeuren mittlerer kettenlaenge als bestnadteil der oelphase in invert-bohrspuelschlaemmen |
| US5189012A (en) * | 1990-03-30 | 1993-02-23 | M-I Drilling Fluids Company | Oil based synthetic hydrocarbon drilling fluid |
| US5057234A (en) * | 1990-06-11 | 1991-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Non-hydrocarbon invert emulsions for use in well drilling operations |
| US5162097A (en) * | 1990-07-10 | 1992-11-10 | General Electric Company | Steam cooled nuclear reactor with bi-level core |
| US5156686A (en) * | 1990-11-30 | 1992-10-20 | Union Oil Company Of California | Separation of oils from solids |
| GB2251447A (en) * | 1991-01-04 | 1992-07-08 | Exxon Production Research Co | Invert emulsion for use in a drilling fluid |
| GB9100699D0 (en) * | 1991-01-12 | 1991-02-27 | British Petroleum Co Plc | Drilling fluid additive |
| GB2252993B (en) * | 1991-02-23 | 1994-09-28 | David Brankling | Drilling fluid composition |
| US5120708A (en) * | 1991-03-06 | 1992-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Non-poluting anti-stick water-base drilling fluid modifier and method of use |
| DZ1577A1 (fr) * | 1991-05-08 | 2002-02-17 | Hoechst Ag | Emploi d'acetals. |
| DE4120041A1 (de) * | 1991-06-18 | 1992-12-24 | Henkel Kgaa | Verwendung ausgewaehlter oleophiler verbindungen mit erhoehter biologischer vertraeglichkeit zur verbesserung der oelbenetzbarkeit feinteiliger feststoffe und deren anwendung als fluid-loss-additive |
| WO1993016145A1 (en) * | 1992-02-12 | 1993-08-19 | Exxon Chemical Patents Inc. | Functional fluid |
| GB9210578D0 (en) * | 1992-05-18 | 1992-07-01 | Exxon Chemical Patents Inc | Functional fluid |
| US5300323A (en) * | 1992-10-21 | 1994-04-05 | Henkel Corporation | Reducing or avoiding pinhole formation in autodeposition on zinciferous surfaces |
| US5403820A (en) * | 1992-12-24 | 1995-04-04 | O'brien-Goins-Simpson & Associates | Environmentally safe water base drilling fluid |
| AU6087994A (en) * | 1993-01-14 | 1994-08-15 | M-I Drilling Fluids Company | Non-fluorescing oil-based drilling fluid |
| GB9321856D0 (en) * | 1993-10-22 | 1993-12-15 | Bp Chem Int Ltd | Drilling fluid |
| USH1611H (en) * | 1993-11-04 | 1996-11-05 | M-I Drilling Fluids Company | Glycols as internal phase in oil well drilling fluids |
| NO943734L (no) * | 1993-11-10 | 1995-05-11 | Baker Hughes Inc | Brönnfluidadditiv, fremgangsmåte for behandling av en brönnvæske, brönnvæske og fremgangsmåte for behandling av brönnutstyr |
| US5634984A (en) * | 1993-12-22 | 1997-06-03 | Union Oil Company Of California | Method for cleaning an oil-coated substrate |
| AU4466096A (en) * | 1994-12-22 | 1996-07-10 | Union Oil Company Of California | High density wellbore fluid |
| US5635458A (en) * | 1995-03-01 | 1997-06-03 | M-I Drilling Fluids, L.L.C. | Water-based drilling fluids for reduction of water adsorption and hydration of argillaceous rocks |
-
1997
- 1997-05-23 US US08/862,198 patent/US5905061A/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-08-01 EP EP97936442A patent/EP0929619B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-08-01 WO PCT/US1997/013883 patent/WO1998005735A1/en active IP Right Grant
- 1997-08-01 CA CA002237599A patent/CA2237599C/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-08-01 US US09/043,868 patent/US5985800A/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-08-01 DE DE69736980T patent/DE69736980D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1997-08-01 AT AT97936442T patent/ATE346126T1/de not_active IP Right Cessation
- 1997-08-01 AU AU39108/97A patent/AU730486B2/en not_active Ceased
-
1998
- 1998-03-16 NO NO19981160A patent/NO328474B1/no not_active IP Right Cessation
- 1998-08-07 US US09/130,914 patent/US5977031A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US5905061A (en) | 1999-05-18 |
| CA2237599A1 (en) | 1998-02-12 |
| WO1998005735A1 (en) | 1998-02-12 |
| DE69736980D1 (de) | 2007-01-04 |
| EP0929619B1 (en) | 2006-11-22 |
| AU3910897A (en) | 1998-02-25 |
| US5977031A (en) | 1999-11-02 |
| ATE346126T1 (de) | 2006-12-15 |
| EP0929619A1 (en) | 1999-07-21 |
| NO981160L (no) | 1998-05-15 |
| AU730486B2 (en) | 2001-03-08 |
| CA2237599C (en) | 2008-09-30 |
| US5985800A (en) | 1999-11-16 |
| NO981160D0 (no) | 1998-03-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO328474B1 (no) | Invertemulsjonsfluider egnet for oljeboring og fremgangsmate for boring | |
| AU2002246768B2 (en) | Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility | |
| AU2002246768A1 (en) | Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility | |
| US6828279B2 (en) | Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid | |
| US5888944A (en) | Oil-based drilling fluid | |
| CA2231555C (en) | Improved oil-based drilling fluid | |
| AU737109B2 (en) | Oil based drilling fluids suitable for drilling in the presence of acidic gases | |
| US7507694B2 (en) | Surfactant-free emulsions and methods of use thereof | |
| CA2472681C (en) | Additive for oil-based drilling fluids | |
| AU2002300707B2 (en) | Methods of drilling well bores using invertible oil external-water internal drilling fluids | |
| EP2994516B1 (en) | Additives for oil-based drilling fluids | |
| CA2505045C (en) | Organofunctional compounds for shale stabilization of the aqueous dispersed phase of non-aqueous based invert emulsion drilling system fluids | |
| US20040072696A1 (en) | Invert emulsion fluids having negative alkalinity | |
| CA2351088A1 (en) | Invert emulsion drilling fluids having negative alkalinity | |
| WO2000056835A1 (en) | Invert emulsion fluids suitable for drilling | |
| Fuad Bin Othman | New Cement Nano-Spacer to Optimize Wellbore Cleaning | |
| NO823928L (no) | Emulgerende tilsetningsmiddel for oljebaseborevaesker og fremgangsmaate til behandling av en oljebaseborevaeske |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA |
|
| MK1K | Patent expired |