NO328649B1 - Fluid, fremgangsmate for a preparere dette og anvendelse av dette for a oke tettheten til bronnborefluider - Google Patents
Fluid, fremgangsmate for a preparere dette og anvendelse av dette for a oke tettheten til bronnborefluider Download PDFInfo
- Publication number
- NO328649B1 NO328649B1 NO19990251A NO990251A NO328649B1 NO 328649 B1 NO328649 B1 NO 328649B1 NO 19990251 A NO19990251 A NO 19990251A NO 990251 A NO990251 A NO 990251A NO 328649 B1 NO328649 B1 NO 328649B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- particles
- colloidal particles
- dispersant
- acid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 108
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 96
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 41
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims abstract description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000000227 grinding Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims abstract description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 18
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 16
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 13
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- -1 llmenite Chemical compound 0.000 claims description 12
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 12
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 8
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 6
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 claims description 5
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011019 hematite Substances 0.000 claims description 5
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000010450 olivine Substances 0.000 claims description 4
- 229910052609 olivine Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims description 4
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 claims description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 3
- IZRICFNDFRWBBG-UHFFFAOYSA-N ethenesulfonic acid;3-hydroxypropyl prop-2-enoate Chemical compound OS(=O)(=O)C=C.OCCCOC(=O)C=C IZRICFNDFRWBBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 3
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 3
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 claims description 3
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 claims description 3
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 claims description 3
- XJRBAMWJDBPFIM-UHFFFAOYSA-N methyl vinyl ether Chemical class COC=C XJRBAMWJDBPFIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 3
- 150000003904 phospholipids Chemical class 0.000 claims description 3
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims description 3
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000001735 carboxylic acids Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 claims description 2
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-N sulfonic acid Chemical compound OS(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 6
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 claims 2
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 claims 2
- OHBKNWDVVSUTRV-UHFFFAOYSA-N 1-(prop-2-enoylamino)propane-2-sulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C(C)CNC(=O)C=C OHBKNWDVVSUTRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- BFYCFODZOFWWAA-UHFFFAOYSA-N 2,4,6-trimethylpyridine-3-carbaldehyde Chemical compound CC1=CC(C)=C(C=O)C(C)=N1 BFYCFODZOFWWAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical group 0.000 claims 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 10
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 abstract 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 30
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 28
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 28
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 28
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 18
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 15
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 10
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 10
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 8
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 8
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 7
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 7
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 6
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 5
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000012736 aqueous medium Substances 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
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 2
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- IIZPXYDJLKNOIY-JXPKJXOSSA-N 1-palmitoyl-2-arachidonoyl-sn-glycero-3-phosphocholine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@H](COP([O-])(=O)OCC[N+](C)(C)C)OC(=O)CCC\C=C/C\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCCC IIZPXYDJLKNOIY-JXPKJXOSSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000010696 ester oil Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000000787 lecithin Substances 0.000 description 1
- 229940067606 lecithin Drugs 0.000 description 1
- 235000010445 lecithin Nutrition 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 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
- C09K3/00—Materials not provided for elsewhere
-
- 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
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/032—Inorganic additives
-
- 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
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/16—Clay-containing compositions characterised by the inorganic compounds other than clay
-
- 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
-
- 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
- Y10S507/906—Solid inorganic additive in defined physical form
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Lining And Supports For Tunnels (AREA)
Abstract
Oppfinnelsen vedrører en tilsetning som øker tettheten i brønnborefluider som benyttes under konstruksjon eller reparasjon av brønner for olje, gass, injeksjon eller vann, eller geotermiske brønner. Ifølge oppfinnelsen består tilsetningen av faste kolloidale partikler med en vektmidlere partikkeldiameter (050) mindre enn 2 pm, idet partiklene blir deflokkulert under virkning av et dispergeringsmiddel, som fortrinnsvis er inkorporert under prosessen med oppmaling eller finoppdeling av partiklene til den spesifiserte partikkelstørrelse. Tilsetningsstoffene ifølge oppfinnelsen kan benyttes i ethvert brønnborefluid som benyttes eksempelvis ved boring, sementering, komplettering, pakking, overhaling (reparasjon), stimulering, brønndreping, og avstandsfluider såvel som i tett-medium separasjonsfluider, eller i et ballastfluid for skip.
Description
Oppfinnelsen vedrører produkter som øker tettheten i brønnborefluider som benyttes under konstruksjon eller reparasjon av brønner for olje, gass, injeksjon eller vann, eller geotermiske brønner Produktene ifølge oppfinnelsen kan benyttes i ethvert brønnborefluid såsom ved boring, sementenng, komplettering, pakking, overhaling (reparasjon), stimulering, brønndreping og avstandsfluider En av de viktigste funksjoner til et brønnborefluid er a bidra til stabiliteten under brønnboringen og kontrollere strømmen av gass, olje eller vann fra porene i formasjonen for derved a forhindre eksempelvis strøm eller utblåsing av formasjonsfluider eller sammenbrudd i de trykksatte jordformasjoner Fluidsøylen i hullet utøver et hydrostatisk trykk som er proporsjonalt med hullets dybde og fluidets tetthet Høytrykksformasjoner kan kreve et fluid med en spesifikk tetthet pa opptil 3,0
En variasjon av materialer benyttes for tiden for a øke tettheten i brønnborefluider Disse omfatter oppløste salter såsom natriumklorid, kalsiumklond og kalsiumbromid Alternativt blir pulveriserte mineraler såsom banumsulfater, kalsitt og hematitt tilført til et fluid for a danne en suspensjon med økt tetthet Det er ogsa kjent a benytte finfordelte metaller såsom jern som et vektmatenale I denne forbindelse vises til PCT patentsøknad WO85/05118, som beskriver et borefluid hvor vektm aten alet omfatter jern/stalkule-formede partikler med en diameter mindre enn 250 u.m og fortrinnsvis mellom 15 og 75 u.m Det er ogsa blitt foreslått a benytte kalsium eller jernkarbonat (se f eks US-A-4 217 229)
Det er et krav for brønnborefluider at partiklene danner en stabil suspensjon, og ikke enkelt felles ut Et annet krav er at suspensjonen skal oppvise en lav viskositet for a lette pumping og minimere generering av høye trykk Et annet krav er at brønnborefluidslurry bør oppvise lave filterenngshastigheter (fluidtap)
Vanlige vektmidler såsom pulveriserte banumsulfater ("barytt") har en midlere partikkeldiameter (dso) i omradet 10-30 um For a suspendere disse materialer pa en passende mate kreves tilsetting av et gelatineringsmiddel såsom bentonitt for vannbaserte fluider, eller organisk modifisert bentonitt for oljebaserte fluider En løsbar polymerviskositetsøker såsom xantangummi kan ogsa tilføres for a senke vektmidlets sedimentenngshastighet En ulempe er imidlertid at jo mer gelatineringsmiddel som tilføres for a øke suspensjonens stabilitet, jo mer øker fluidets viskositet (plastisk viskositet), hvilket er uønsket da det resulterer i redusert pumpbarhet Dette er opplagt ogsa tilfellet dersom det benyttes en viskositetsøker Sedimentering (eller "nedsiging") av partikkelformede vektmidler blir mer kritisk i brønner som er boret i store vinkler i forhold til vertikalen, idet nedsiging pa eksempelvis 1 tomme (2,54 cm) kan resultere i en kontinuerlig søyle med fluid med redusert tetthet langs det øvre parti av brønnveggen Slike brønner med store vinkler blir ofte boret over store avstander for a fa adkomst eksempelvis til fjerntliggende partier av et oljereservoar I dette tilfellet blir det enda mer kritisk a minimere et borefluids plastiske viskositet for a redusere trykktapene over borehullets lengde
Dette er ikke mindre viktig i dype høyttrykksbrønner hvor brønnborefluider med høy tetthet er påkrevet Høye viskositeter kan resultere i en økning i trykk i bunnen av hullet under pumpeforhold Denne økningen i "ekvivalent sirkulasjonstetthet" kan resultere i åpning av sprekker i formasjonen, og store tap av brønnborefluid Igjen er imidlertid stabiliteten i suspensjonen viktig for a opprettholde det hydrostatiske trykk for a unngå en utblåsing Disse to hensikter med lav viskositet, pluss minimal nedsiging av vektmatenalet, kan være vanskelige a forene Det er derfor et behov for materialer som øker fluidtettheten og samtidig tilveiebringer forbedret suspensjonsstabihtet og mindre viskositetsøkning Oppfinnelsens målsetting er a dekke dette behov ved a tilveiebringe materialer samt fremgangsmåter til bruk av disse som beskrevet nedenfor og/eller i patentkravene Det er kjent at reduserte partikkelsedimentenngshastigheter kan oppnås ved a redusere partikkelstørrelsen som benyttes
Det er imidlertid et vanlig syn innen boreindustnen at reduksjon av partikkelstørrelsen forårsaker en uønsket økning i viskositeten Dette antas a skyldes en økning i overflatearealet av partiklene, hvilket øker adsorpsjonen av vann
F eks "Drilling and Drilling Fluids", av Chilinganan G V og Vorabutor P , 1981, sidene 441-444 siar fast "Forskjellen i resultater (dvs økningen i plastisk viskositet) nar partikkelstørrelsen varieres i en slamslurry skyldes hovedsakelig størrelsen av overflatearealet, hvilket bestemmer graden av adsorpsjon (oppbinding) av vann Mer vann adsorberes med økende areal" Videre slas det ogsa fast at "Viskositetsbetraktninger vil ofte ikke tillate tilsetting av mer av de kolloidale faststoffer som er nødvendige for a kontrollere filtreringen, med mindre det samlede faststoffoverflateareal først reduseres ved a fjerne en andel av den eksisterende leire" Hovedargumentet er at kolloidale finpartikler som pa grunn av sin natur har et høyt forhold mellom overflateareal og volum vil adsorbere betydelig mer vann og dermed redusere slammets fluiditet Dette er årsaken til at de og andre har anbefalt at det i vekttilført partikkelslam er nødvendig a fjerne finpartiklene for a redusere viskositeten Det samme argument eller grunnide presenteres i "Drilling Practices Manual", utgitt av Moore, sidene 185-189 (1986) API spesifikasjonen for barytt som borefluidtilsetning begrenser ogsa v/v prosentandelen under 6 u.m til maksimum 30 % for a minimere viskositetsøkninger
Det er derfor svært overraskende at produktene ifølge denne oppfinnelsen, som omfatter partikler som er svært fint oppmalt til en midlere partikkldiameter (dso) pa mindre enn 2 u.m, tilveiebringer brønnborefluider med redusert plastisk viskositet samtidig som de i stor grad reduserer sedimentering eller nedsiging
Tilsetningene ifølge oppfinnelsen omfatter dispergerte faste kolloidale partikler med en vektmidlere partikkeldiameter (dso) pa mindre enn 2 u.m og et deflokkulenngsmiddel eller et dispergeringsmiddel Den fine partikkelstørrelsen genererer suspensjoner eller slurryer som vil oppvise en redusert tilbøyelighet til sedimentering eller nedsiging mens dispergenngsmidlet som kontrollerer inter-partikkelinteraksjoner vil tilveiebringe lavere reologiske profiler Det er kombinasjonen av den fine partikkelstørrelse og kontroll av de kolloidale interaksjoner som forener de to hensikter med frembringelse av lavere viskositet og minimal nedsiging
Det er verd a merke seg at mindre partikler allerede har blitt benyttet i borefluider, men for et totalt forskjellig formal Således beskriver EP-A-119 745 et fluid med en ultrahøy tetthet for a forhindre utblåsing, hvilket fluid bestar av vann, et første og eventuelt et annet vektmiddel og et gelatineringsmiddel laget av finpartikler (midlere diameter fra 0,5 til 10 u.m) Partiklene i gelatinenngsmidlet er sma nok til a gi fluidet en god statisk gelstyrke ved hjelp av de interpartikulære tiltrekningskreftene Pa den annen side benyttes det ved den foreliggende oppfinnelse godt dispergerte partikler, idet det interpartikulære kreftene har en tilbøyelighet til a skyve bort de andre partiklene Dersom konsentrasjonen av sma dispergerte partikler er tilstrekkelig, behøves ikke gelatineringsmiddel
Ifølge oppfinnelsen tilføres et dispergeringsmiddel til den partikulære vekttilsetning for a tillate at det skjer en akseptabel konformasjon pa partikkeloverflaten Dette tilveiebringes via en manipulasjon av de kolloidale interaksjoners reologiske kontroll, toleranse mot forurensninger og forsterket fluidtap (filtrasjons)-egenskaper Ved fravær av et dispergeringsmiddel ville en konsentrert slurry av disse sma partikler være en upumpbar pasta eller gel Ifølge en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse tilføres dispergenngsmidlet under oppmahngs-eller finoppdelingsprosessen Dette tilveiebringer en fordelaktig forbedring i tilstanden i dispersjonen av partikler sammenlignet med ettertilsetting av dispergenngsmidlet til finpartiklene Tilstedeværelsen av dispergenngsmidlet under finoppdelingsprosessen gir adskilte partikler som kan danne en mer effektivt pakket filterkake og dermed med fordel redusere filtrasjonshastighetene
Ifølge en foretrukket utførelse er dispergenngsmidlet valgt slik at det tilveiebringer den passende kolloidale inter-partikkelinteraksjonsmekanisme for a gjøre det tolerant overfor et spekter av vanlige brønnboreforurensmnger, inkludert mettede saltløsninger
Ifølge en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse er vektmidlet ifølge oppfinnelsen dannet av partikler som er sammensatt av materiale med en spesifikk tetthet pa minst 2,68 Dette tillater fremstilling av fluider for a møte de fleste tetthetskrav, og likevel en partikulær volumfraksjon som er lav nok til at fluidet er pumpbart
Ifølge en foretrukket utførelse av oppfinnelsen er den vektmidlere partikkeldiameter (dso) for det nye vektmidlet mindre enn 1 5 u.m Dette vil forsterke suspensjonens karakteristika med hensyn pa sedimentering eller nedsigingsstabilitet uten at fluidets viskositet øker for a gjøre det upumpbart
En fremgangsmåte til finoppdeling av et fast materiale for a oppnå et materiale som inneholder minst 60 vekt% partikler som er mindre enn 2 u.m er kjent eksempelvis fra britisk patent nummer 1 472 701 eller 1 599 632 Mineral i en vandig suspensjon blandes med et dispergeringsmiddel og blir deretter oppmalt inne i et omrørt virvelsjikt av et partikulært oppmalingsmedium i en tid som er tilstrekkelig til a tilveiebringe den påkrevde partikkelstørrelsesfordeling Et aspekt som utgjør en viktig foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse er tilstedeværelsen av et dispergeringsmiddel i trinnet med "vat" oppmaling av mineralet Dette forhindrer at nye krystalloverflater som er dannet under finoppdelingstnnnet danner agglomerater som ikke enkelt brytes ned dersom de deretter behandles med et di spergenngsmiddel
De kolloidale partikler ifølge oppfinnelsen kan være tilveiebragt som en konsentrert slurry enten i et vandig medium eller i en organisk væske I det sistnevnte tilfellet bør den organiske væske ha en kinematisk viskositet pa mindre enn 5 centistoke ved 40°C, og, av sikkerhetsarsaker, et flammepunkt som er høyere enn 60°C Passende organiske væsker er eksempelvis dieselolje, mineralolje eller hvite oljer, n-alkaner eller syntetiske oljer såsom alfa-oleifnoljer, esteroljer eller poly(alfa-olefiner)
Der hvor de kolloidale partikler er anordnet i et vandig medium, kan dispergenngsmidlet eksempelvis være en vannløselig polymer med en molekylvekt pa mindre enn 2000 Daltons Polymeren er en homopolymer eller kopolymer av enhver monomer valgt fra (men ikke begrenset til) klassen omfattende akrylsyre itaconsyre, maleinsyre eller anhydnd hydroksypropylakrylat vinyl sul fonsyre, akrylamido 2-propan sulfonsyre akrylamid, styren sulfonsyre, akrylfosfatestere metylvinyleter og vinylacetat Syremonomerene kan ogsa være nøytralisert til et salt såsom natnumsalt
Det er kjent at polymerer med høy molekylvekt virker som flokkulanter ved brobygging mellom partikler mens molekyler med lav molekylvekt, eksempelvis mindre enn 10000, virker som deflokkulanter ved a øke de samlede negative ladninger
Det har blitt funnet at nar dispergenngsmidlet tilføres under oppmaling, kan polymerene med mellomliggende molekylvekt (eksempelvis i omradet 10000 til 200000) benyttes med god virkning Dispergenngsmidler med mellomliggende molekylvekt er fordelaktig mindre følsomme for forurensninger såsom salt, og er derfor godt egnet til brønnborefluider
Der hvor de kolloidale partikler er anordnet i et organisk medium, kan dispergenngsmidlet velges eksempelvis blant karboksylsyrer med molekylvekter pa minst 150, såsom oljesyre og polybasiske fettsyrer, alkylbenzensulfonsyrer, alkansulfonsyrer, lineær alfa-olefin sulfonsyre eller jordalkalimetallsalter av enhver av de ovenstående syrer fosfolipider såsom lecitin syntetiske polymerer såsom Hypermer OM-1 (varemerke tilhørende ICI)
De kolloidale partikler omfatter ett eller flere materialer valgt fra, men ikke begrenset til, banumsulfat (barytt), kalsiumkarbonat, dolomitt, llmenitt, hematitt eller andre jernmalmer, olivin, sidentt eller strontiumsulfat Vanligvis oppnås den laveste fluiditeten i et brønnborefluid ved enhver bestemt tetthet ved a benytte de kolloidale partikler som har den høyeste tettheten Andre betraktninger kan imidlertid påvirke valget av produkter, såsom kostnad, lokal tilgjengelighet og kraftbehov ved oppmaling
Kalsiumkarbonat og dolomitt har de fordeler at gjenværende faststoffer eller filterkake enkelt kan fjernes fra en brønn med syrebehandling
Oppfinnelsen har en overraskende variasjon av anvendelser i borefluider, sement, høytetthetsfluider og kveilrørborefluider, for a nevne noen De nye partikulære vektmidlene har den evnen at de stabiliserer det laminære strømningsregime, og forsinker begynnelsen for turbulens Det er mulig a fremstille fluider for flere anvendelser inkludert kveilrørborefluider, som vil være istand til a bli pumpet raskere før turbulens påtreffes, slik at de gir hovedsakelig lavere trykkfall ved ekvivalente strømningshastigheter Denne evnen til a stabilisere det laminære strømningsregime blir, selv om den er overraskende, passende demonstrert i høytetthetsslam med 20 pund pr gallon (2,39 g/cm<3>) eller høyere Slike høytetthetsslam hvor det ble benyttet vanlige vektmidler med en vektmidlere partikkeldiameter pa 10-30 u.m ville oppvise dilatans med ledsagende økning i trykkfall pa grunn av turbulensen som blir generert Det nye vektmidlets evne til a stabilisere strømningsregimet selv ved tilstedeværelsen av en bestanddel av større partikler, betyr at høytetthetsfluider med akseptabel reologi lar seg realisere med lavere trykkfall
En ytterligere og uventet anvendelse er i sement, hvor det nye vektmidlet vil generere slurryer med en bedre kontrollert og lavere reologi hvilket tillater at det lettere kan pumpes pa plass Den reduserte partikkelstørrelse har en tilbøyelighet til a være mindre abrasiv, mens dens suspensjonskaraktenstika vil redusere det frie vann og andre forhold vedrørende suspensjonen som påtreffes nar sementen stivner Den høye andel av finpartikler virker ogsa som effektive fluidtapkontrollmidler, hvilket forhindrer gassmigrenng og gir sterkere sement
Fluidene ifølge den foreliggende oppfinnelse kan ogsa benyttes ved andre anvendelser enn oljefelter, såsom i tett mediumseparasjonsfluid (eksempelvis for utvinning av malmer) eller som ballastfluid i et skip
De følgende eksempler illustrerer egenskapene og ytelsen til brønnborefluidene ifølge den foreliggende oppfinnelse selv om oppfinnelsen ikke er begrenset til de bestemte utførelser som er vist i disse eksempler All testing ble utført ifølge API RP 13 B der hvor denne var anvendelig Blanding ble utført pa Silverso L2R eller Hamilton Beach Mixers Viskositetene ved de forskjellige skjærhastigheter (RPM) og andre reologiske egenskaper fremkom ved a benytte et Fann viskosimeter Slamvekt ble sjekket ved a benytte en standard slamvekt eller en analytisk balanse Fluidtap ble malt med en standard API fluidtapcelle
For beregning av metriske ekvivalenter, ble følgende US til metriske omregningsfaktorer benyttet 1 gallon = 3,785 liter, 1 lb = 0,454 kg,
1 lb/gallon (ppg) = 0,1198 g/cm<3>, 1 bbl = 42 gallon, 1 lb/bbl(ppb) = 2,835 kg/m<3>, 1 lb/100ft<2> = 0,4788 Pa
Testene ble utført med forskjellige baryttkvaliteter en standard kvalitet API barytt med en vektmidlere partikkeldiameter (D50) pa ca 20 u.m, en kommersiell barytt
(M) laget ved formahng/oppmaling av barytt i tørr tilstand, med en midlere størrelse pa 3-5 u.m, og kolloidal barytt ifølge den foreliggende oppfinnelse (med D5o fra 0,5 til 1,5 u.m), med et dispergeringsmiddel inkludert under den "vate" oppmalingsprosessen De korresponderende partikkelstørrelsesfordelinger er vist i fig 1 Dispergenngsmidlet er IDSPERSE™ XT (varemerke tilhørende Schlumberger) en anionisk akryhsk terpolymer med en molekylvekt i omradet 40000-120000 med karboksylat og andre funksjonelle grupper Denne foretrukkede polymer er fordelaktig stabil ved temperaturer opptil 200°C, tolerant overfor et bredt spekter av forurensninger, gir gode filtrasjonsegenskaper og avgis ikke lett fra partiklenes overflate
Eksempel 1
22 ppg (2,63 g/cm<3>) fluider basert pa banumsulfat og vann ble fremstilt ved a benytte standard barytt og kolloidal barytt ifølge oppfinnelsen Slurryen med 22 ppg barytt av API kvalitet og vann ble laget uten gelatineringsmiddel for a kontrollere inter-partikkelinteraksjonene (fluid nr 1) Fluid nr 2 er ogsa basert pa standard barytt, men med en ettertilsetting av to pund pr fat (barrel) (5 7 kg/m<3>) IDSPERSE XT Fluid nr 3 er 100 vekt% nytt vektmiddel med 67 % v/v av partikler under 1 u.m i størrelse og minst 90 % mindre enn 2 um Resultatene er gitt i tabell I
For fluid nr 1 er viskositeten svært høy og det ble observert at slurryen filtrerte svært raskt (Dersom ytterligere materialer ble tilført for a redusere fluidtapet, ville viskositeten øke enda raskere) Dette systemet siger betydelig ned i løpet av en time hvilket gir en betydelig mengde fritt vann (ca 10 % av det opprinnelige volum)
Ettertilsetting av to pund pr fat (5,7 kg/cm<3>) av IDSPERSE XT til dette systemet (fluid nr 2) reduserer den lave skjærhastighetsviskositeten ved kontroll av mter-partikkelinteraksjonene Pa grunn av partikkelkonsentrasjonen og midlere partikkelstørrelse oppviser fluidet imidlertid dilatans, som tilkjennegis ved den høye plastiske viskositet og den negative flytegrense Dette har betydelige konsekvenser pa trykkfallene for disse fluider under pumping Fluid nr 2 siger ned umiddelbart ved stillstand
I kontrast til dette oppviser fluid nr 3 en utmerket, lav, plastisk viskositet Tilstedeværelsen av dispergenngspolymeren kontrollerer inter-partikkelinteraksjonene, og gjør fluid nr 3 pumpbart og ikke en gel En mye lavere midlere partikkelstørrelse har ogsa stabilisert strømningsregimet og er na laminær ved 1000 s hvilket er vist ved den lave plastiske viskositet og den positive flytegrense
Eksempel 2
Eksperimenter ble utført for a undersøke virkningen av ettertilsetting av det valgte polymerdispergenngsmiddel til en slurry omfattende vektmidler med samme kolloidale partikkelstørrelse En formalt bantt (Dso-4 um) og en finoppdelt kalsiumkarbonat (70 vekt% av partiklene mindre enn 2 u.m) ble valgt som begge har en partikkelstørrelse som svarer til den ifølge oppfinnelsen Slurnene ble fremstilt med en ekvivalent partikkel volumfraksjon pa 0,282 Se tabell IT
Reologiene ble malt ved 120°F (49°C), og deretter ble det tilsatt 6 ppb (17,2 kg/m<3>) IDSPERSE XT Reologiene i de etterfølgende slurner ble til slutt malt ved 120°F (se tabell III), med en ekstra API fluidtaptest
Ingen filtrasjonskontroll oppnås fra ettertilsetting av polymeren, hvilket fremgår av det samlede fluidtap i API-testen
Eksempel 3
Testen ble utført for a vise egnetheten til slurryer pa 24 ppg (2,87 g/cm<3>)
(volumfraksjon pa 0,577) Hvert fluid inneholdt følgende komponenter, eksempelvis ferskvann 135,4 g, samlet barytt 861 0 g, IDSPERSE XT 18,0 g Baryttkomponenten ble variert i sammensetning ifølge den følgende tabell
Resultatene vist i tabell V viser at barytt med en API kvalitet pa grunn av sin partikkelstørrelse og den høye volumandelen som er påkrevet for a oppnå de høye slamvekter oppviser dilatans, dvs høy plastisk og tilsynelatende viskositet og negative flyteverdier
Introduksjon av fine materialer har en tilbøyelighet til a stabilisere strømningsregimet og holde det laminært ved høyere skjærhastigheter plastisk viskositet reduseres merkbart og flytegrensen endres fra negativ til positiv Ingen signifikant økning i lavskjærhastighetsviskositet (ved 3 rpm) forårsakes av den kolloidale barytt
Disse resultatene viser at det kolloidale vektmatenalet ifølge oppfinnelsen med fordel kan benyttes sammen med konvensjonell API-barytt Eksempel 4
En 18 pund pr gallon (2,15 g/cm ) slurry med vektmiddel ifølge den foreliggende oppfinnelse ble fremstilt og deretter forurenset med et spekter av kjente forurensninger og varmvalsebehandlet ved 300°F (148,9°C) De reologiske resultater før varmvalsebehandhng (before hot rolling, BHR) og etter varmvalsebehandling (after hot rolling AHR) er vist nedenfor Systemet viser utmerket bestandighet mot forurensninger, lav kontrollerbar reologi og gir fluidtapkontroll under en standard API slamtest som vist i den følgende tabell VI Et ekvivalent sett av fluider ble fremstilt ved hjelp av konvensjonell API-barytt uten polymerbelegg som en direkte sammenligning av de to partikkeltyper (Tabell VI) reproduksjon av utboret faststoff forurensning som kommer fra leirskifersedimenter under boring
1 - Samlet fluidtap etter 30 sekunder
2 - Samlet fluidtap etter 5 minutter
En sammenligning av de to sett av data viser at vektmidlet ifølge den foreliggende oppfinnelse har betydelige fluidtapkontrollegenskaper sammenlignet med API-barytt API-barytt viser ogsa sensivitet overfor forurengsninger av utborede faststoffer mens det nye barytt-systemet er mer tolerant
Eksempel 5
Et eksperiment ble utført for a vise det nye vektmidlets evne til a fremstille boreslam med tettheter over 20 pund/gallon (2,39 g/cm )
To 22 pund/gallon (2,63 g/cm •3) slamsystemer ble fremstilt Vektmidlene bestod av en blanding av 35 % v/v nytt barytt vektmiddel og 65 % v/v barytt av API-kvalitet vektmiddel (fluid nr 1) og 100 % barytt av API-kvalitet (fluid nr 2), begge med 11,5 pund pr fat (32,8 kg/m<3>) STAPLEX 500 (varemerke tilhørende Schlumberger, leirskifterstabilisator), 2 pund pr fat (5,7 kg/m<3>) IDCAP (varemerke tilhørende Sclumberger, leirskifennhibitor), og 3,5 pund pr fat (10 kg/m<3>) KC1 De andre tilsetningene stabiliserer borefluidet, men demonstrerer her den nye formuleringens evne til a mestre enhver etterfølgende polymertilsetmng Fluidet ble varmvalsebehandlet ved 200°F (93,3°C) Resultatene er vist i tabell VIII
Barytten av 100 % API-kvalitet har svært høy plastisk viskositet og er faktisk turbulent, hvilket er vist med den negative flytegrense Etter varmvalsebehandling er reologien sa høy at den er utenfor skalaen
Eksempel 6
Dette eksperimentet viser det nye vektmidlets egenskaper i forbindelse med lavviskositetsfluider Vektmidlet er 100 % kolloidal barytt ifølge den foreliggende oppfinnelse Fluid nr 15 er basert pa en pseudo-olje (Ultidnll, varemerke tilhørende Schlumberger, en lineær alfa-olefin med 14-16 karbonatomer) Fluid nr 16 er en vannbasert slam og omfatter en viskositetsøker (0 5 ppb ID VIS, varemerke tilhørende Schlumberger, en ren xantangummipolymer) og et fluidtapkontrollmedium (6,6 ppb IDFLO, varemerke tilhørende Schlumberger) Fluid nr 15 ble varmvalsebehandlet ved 200°F (93 3°C) fluid nr 16ved250°F (121,1°C) Resultater etter varmvalsebehandling er vist i tabell IX
Selv om fremstillingen ikke ble optimalisert, gjør denne testen det klart at det nye vektmidlet tilveiebringer en mate til fremstilling av fluider som er analoge med saltvannsløsninger og er nyttige ved tynnhullsanvendelser eller som borefluider i kveilerør Reologiprofilet er forbedret ved tilsetting av kolloidale partikler Eksempel 7
Et eksperiment ble utført for a vise det nye vektmidlets egenskaper i forbindelse med fremstilling av komplettenngsfluider hvor tetthetskontroll og følgelig sedimentenngsstabilitet er den viktigste faktor Vektmidlet bestar av ny kolloidal barytt ifølge den foreliggende oppfinnelse med 50 pund pr fat (142,65 kg/m<3>) kalsiumkarbonat av standard API-kvalitet som virker som brodannende faststoffer Fluidet med 18,6 ppg (2,23 g/cm<3>) ble fremstilt med 2 pund pr fat (5,7 kg/m<3>) PTS 200 (varemerke tilhørende Schlumberger, pH-buffer) Statiske aldnngstester ble utført ved 400°F (204,4°C) i 72 timer Resultatene som er vist i tabellen nedenfor, før statisk aldring (before static ageing, BSA) og etter statisk aldring (after satic ageing, ASA) viser god stabilitet for sedimentering og reologisk profil
Eksempel 8
Eksperimentet viser det nye vektmidlets egenskaper i forbindelse med fremstilling av lavviskøse fluider og viser dets toleranse overfor pH-variasjoner Vektmidlet bestar av den nye kolloidale barytt ifølge den foreliggende oppfinnelse Fluidet med 16ppg (1,91 g/cm ) ble fremstilt med kaustisk soda for a justere pH til det pakrevede mva, med testing av den etterfølgende fluidreologi og API-filtrenng Resultatene som er vist i den nedenstående tabell viser god stabilitet overfor pH-vanasjon og reologisk profil
Eksempel 9
Eksperimentet viser det nye vektmidlets egenskaper i forbindelse med fremstilling av HTHP vannbaserte fluider med lav reologi Vektmidlet bestar av den nye kolloidale barytt ifølge den foreliggende oppfinnelse, med 10 pund pr fat (28,53 kg/m<3>) CALOTEMP (varemerke tilhørende Schlumberger, fluidtaptilsetning) og 1 pund pr fat (2 85 kg/m<3>) PTS 200 (varemerke tilhørende Schlumberger, pH-buffer) Fluider med 17ppg (2,04 g/m<3>) og 18ppg (2,16 g/cm<3>) ble statisk eldet i 72 timer ved 250°F (121°C) Resultatene som er vist i den nedenstående tabell viser god stabilitet mot sedimentering og lav reologisk profil ved testing av den etterfølgende filtrasjon
Claims (28)
1 Anvendelse av et fluid som brønnborefluid omfattende tilsetningsmiddel for a øke tettheten til fluidet, i det tilsettingsmiddelet omfatter faste kolloidale partikler med vektmidlere partikkeldiameter (D50) pa mindre enn 2 u.m, 1 det partiklene er deflokkulert ved virkningen av et dispergeringsmiddel og 1 det dispergeringsmiddelet inkorporeres under oppmaling eller finoppdehng av partiklene til den spesifiserte partikkelstørrelse
2 Anvendelse 1 henhold til krav 1,1 det de kollodiale partiklene er sammensatt av et materiale med en spesifikk tetthet pa minst 2,68
3 Anvendelse 1 henhold til krav 1 eller 2,1 det de kolloidale partiklene har en D50 pa mindre enn 1 5 u.m
4 Anvendelse 1 henhold til krav 3,1 det de kollodiale partiklene har en D50 pa minst 0,5 u.m
5 Anvendelse 1 henhold til hvilket som helst av de foregående krav 1 det de kollodiale partiklene bestar av banumsulfat, kalsiumkarbonat, dolomitt, llmenitt, hematitt eller andre jernvarmer, olivin, sidentt, strontiumsulfat eller blandinger av disse
6 Anvendelse 1 henhold til hvilket som helst av krav 1 til 5 1 hvilken som helst av de følgene prosesser som benyttes ved konstruksjon eller behandling av olje, gass, vann eller geotermiske brønner boring, komplettering, overhaling, setting av pakninger, stimulering eller brønndreping
7 Anvendelse 1 henhold til hvilket som helst av de foregående krav, 1 det fluidet er et vannbasert brønnborefluid
8 Anvendelse 1 henhold til krav 7,1 det dispergeringsmiddelet omfatter en vannløslig polymer med molekylvekt pa minst 2000 Dalton og 1 det polymeren er en homopolymer eller kopolymer av enhver monomer valgt fra klassen omfattende akrylsyre, itakonsyre, maleinsyre eller anhydnd, hydroksypropyl akrylat vinylsulfonsyre, akrylamido 2-propan sulfonsyre, akrylamid, styren sulfonsyre, akrylfosfatestere metylvinyletere og vinylacetat og ved at syremonomerene ogsa kan være nøytralisert til et salt slik som natnumsalt
9 Anvendelse 1 henhold til hvilket som helst av kravene 1-6 1 det fluidet er et brønnborefluid basert pa en organisk væske
10 Anvendelse 1 henhold til krav 9,1 det dispergenngsmidlet velges fra karboksylsyre med molekylvekter pa minst 150
11 Anvendelse i henhold til krav 9, i det dispergenngsmidlet har molekylvekt pa minst 150 og velges fra oljesyre, polybasiske fettsyrer, alkylbenzen sylfonsyre, alkan sulfonsyre, lineære alfa-olefin sulfonsyre eller jordalkahemetallsalter av ethvert av de ovennevnte syrer, og fosforlipider
12 Vannbasert brønnborefluid omfattende tilsetningsmiddel for a øke tettheten til fluidet,
karakterisert ved at tilsetningsmidlet omfatter faste kollodiale partikler med en vektmidlere partikkeldiameter (D50) pa mindre enn 2 u.m, hvor partiklene er deflokkulert ved virkningen av et dispergeringsmiddel, med unntak av at nar det faste materialet til tilsetningsmiddelet for a øke tettheten til fluidet er et kalsiumkarbonat, omfatter ikke kalsiumkarbonat minst 60 vekt % av partikler med mindre enn 2 u.m ekvivalent sfærisk diameter
13 Fluid 1 henhold til krav 12,
karakterisert ved at dispergenngsmidlet inkorporeres under oppmaling eller finoppdeling av partiklene til den spesifiserte partikkelstørrelse
14 Fluid 1 henhold til krav 12,
karakterisert ved at de kollodiale partiklene har en vektmdlere partikkeldiameter (D50) pa mindre enn 1,5 u.m
15 Fluid 1 henhold til krav 14,
karakterisert ved at de kollodiale partiklene har en D50 pa minst 0,5 u.m
16 Fluid 1 henhold til hvilket som helst av kravene 12-14, karakterisert ved at de kollodiale partiklene er sammensatt av et materiale med spesifikk tetthet pa minst 2 68
17 Fluid 1 henhold til et hvilket som helst av kravene 12-16, karakterisert ved at de kollodiale partiklene bestar av banumsulfat, kalsiumkarbonat, dolomitt, llmenitt, hematitt eller andre jernmalmer,olivin, sidentt, strontiumsulfat eller blandinger av disse
18 Fluid 1 henhold til hvilket som helst av kravene 12-17 karakterisert ved at dispergenngsmidlet omfatter en vannløslig polymer med molekylvekt pa minst 2000 Dalton og hvor polymeren er en homopolymer eller kopolymer fra enhver monomer valgt fra klassen omfattende akrylsyre, itakonsyre, maleinsyre elleranhydnd, hydroksypropyl akrylat vinylsulfonsyre, akrylamido 2-propan sulfonsyre akrylamid, styren sulfonsyre akrylforsfat ester, metylvinul etere og vinylacetat, og ved at syre monomerene ogsa kan være nøytralisert til et salt slik som et natnumsalt
19 Brønnborefluid basert pa et organisk væske omfattende et tilsetningsmiddel for a øke tettheten til fluidet,
karakterisert ved at tilsetningsmidlet omfatter faste kollodiale partikler med en vektmidlere partikkeldiameter (D50) pa mindre enn 2 u.m, hvor partiklene er deflokkulert ved virkningen av et dispergeringsmiddel, og hvor dispergenngsmidlet er inkorporert under oppmalingen eller finoppdeling av partiklene til den spesifiserte partikkelstørrelsen
20 Fluid 1 henhold til krav 19,
karakterisert ved at de kollodiale partiklene har en vektmidlere partikkeldiameter (D50) pa mindre enn 1,5 um
21 Fluid 1 henhold til krav 20,
karakterisert ved at de kollodiale partiklene har en (D50) pa mindre enn 0,5 [ im
22 Fluid 1 henhold til hvilket som helst av kravene 19-21, karakterisert ved at de kollodiale partiklene er sammensatt av et materiale med spesifikk tetthet pa minst 2,68
23 Fluid 1 henhold til hvilket som helst av kravene 19-22, karakterisert ved at de kollodiale partiklene bestar av banumsulfat, kalsiumkarbonat, dolomitt, llmenitt hematitt eller andre jernmalmer olivin sidentt strontiumsulfat eller blandinger av disse
24 Fluid 1 henhold til hvilket som helst av kravene 19-23, karakterisert ved at dispergenngsmidlet velges fra karboksylsyre med molekylvekter pa minst 150
25 Fluid 1 henhold til hvilket som helst av kravene 19-24, karakterisert ved at dispergenngsmidlet har en molekylvekt pa minst 150 og velges fra oljesyre, polybasiske fettsyrer, alkylbenzen sulfonsyre alkan sulfonsyre, lineær alfa-olefin sylfonsyre eller jordalkaliemetallsalter fra en hvilke som helst av de ovenstående syrer og fosfohpider
26 Fremgangsmåte for a preparere en vannbasert brønnborefluid 1 henhold til hvilket som helst av kravene 12-18,
karakterisert ved at dispergenngsmidlet inkorporeres under oppmaling eller finoppdeling av partikler til den spesifikke partikkelstørrelsen og at de kollodiale partiklene tilsettes til brønnborefluidet som et flytende medium 1 vannfase
27 Femgangsmate for a preparere et brønnborefluid basert pa organisk væske 1 henhold til hvilket som helst av kravene 19-25,
karakterisert ved at dispergenngsmidlet inkorporeres under oppmaling eller finoppdeling av partikler til den spesifikke partikkelstørrelsen og hvor de kollidale partiklene tilsettes til brønnborefluidet som et flytende medium som er en organisk væske med kinematisk viskositet mindre enn 10 centistokes (lOmm /s) ved 40°C og et antennelsespunkt ved 60 °C
28 Fremgangsmåte i henhold til krav 26 eller 27,
karakterisert ved at de kollodale partiklene dannes ved oppmaling av en egnet matestokk i et omrørt virvelsjikt av et partikulært slipemedium
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB9615549A GB2315505B (en) | 1996-07-24 | 1996-07-24 | An additive for increasing the density of a fluid and fluid comprising such additve |
PCT/EP1997/003802 WO1998003609A1 (en) | 1996-07-24 | 1997-07-16 | An additive for increasing the density of a fluid and fluid comprising such additive |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO990251D0 NO990251D0 (no) | 1999-01-20 |
NO990251L NO990251L (no) | 1999-03-24 |
NO328649B1 true NO328649B1 (no) | 2010-04-19 |
Family
ID=10797436
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19990251A NO328649B1 (no) | 1996-07-24 | 1999-01-20 | Fluid, fremgangsmate for a preparere dette og anvendelse av dette for a oke tettheten til bronnborefluider |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6586372B1 (no) |
EP (6) | EP1600489B1 (no) |
AU (1) | AU3767697A (no) |
CO (1) | CO4810336A1 (no) |
DE (1) | DE69733563T2 (no) |
DK (5) | DK1600489T3 (no) |
EA (1) | EA009110B1 (no) |
GB (1) | GB2315505B (no) |
MY (1) | MY116935A (no) |
NO (1) | NO328649B1 (no) |
WO (1) | WO1998003609A1 (no) |
Families Citing this family (53)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6786153B2 (en) | 2002-09-19 | 2004-09-07 | Interflex Laser Engravers, Llc | Printing rolls having wear indicators and methods for determining wear of printing and anilox rolls and sleeves |
US7618927B2 (en) * | 1996-07-24 | 2009-11-17 | M-I L.L.C. | Increased rate of penetration from low rheology wellbore fluids |
GB2315505B (en) * | 1996-07-24 | 1998-07-22 | Sofitech Nv | An additive for increasing the density of a fluid and fluid comprising such additve |
US20030203822A1 (en) * | 1996-07-24 | 2003-10-30 | Bradbury Andrew J. | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control |
US20080064613A1 (en) | 2006-09-11 | 2008-03-13 | M-I Llc | Dispersant coated weighting agents |
US7918289B2 (en) * | 1996-07-24 | 2011-04-05 | M-I L.L.C. | Method of completing a well with sand screens |
US20090071649A1 (en) * | 1996-07-24 | 2009-03-19 | M-I Llc | Wellbore fluids for cement displacement operations |
US7651983B2 (en) * | 1996-07-24 | 2010-01-26 | M-I L.L.C. | Reduced abrasiveness with micronized weighting material |
US7267291B2 (en) * | 1996-07-24 | 2007-09-11 | M-I Llc | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive |
US6391907B1 (en) * | 1999-05-04 | 2002-05-21 | American Home Products Corporation | Indoline derivatives |
GB2378716B (en) * | 2001-08-08 | 2004-01-14 | Mi Llc | Process fluid |
US20030153646A1 (en) * | 2001-11-13 | 2003-08-14 | Matteo Loizzo | Spacer fluids for well cementing operations |
EP1509676B1 (en) * | 2002-05-24 | 2009-01-21 | 3M Innovative Properties Company | Use of surface-modified nanoparticles for oil recovery |
US6989353B2 (en) * | 2002-06-19 | 2006-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for reducing sag in drilling, completion and workover fluids |
US6861393B2 (en) * | 2002-06-19 | 2005-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for reducing sag in drilling, completion and workover fluids |
NO342495B1 (no) * | 2003-06-30 | 2018-06-04 | Mi Llc | Borehullsfluid og fremgangsmåte for fremstilling av et tilsetningsstoff for å øke densiteten av et fluid |
US7081437B2 (en) * | 2003-08-25 | 2006-07-25 | M-I L.L.C. | Environmentally compatible hydrocarbon blend drilling fluid |
US7674753B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations |
US7829507B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
US7833944B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
CA2689452C (en) * | 2004-06-03 | 2011-07-26 | M-I L.L.C. | The use of sized barite as a weighting agent for drilling fluids |
WO2006091562A1 (en) * | 2005-02-22 | 2006-08-31 | M-I L.L.C. | Additive for reducing torque on a drill string |
CA2658943C (en) | 2006-08-23 | 2014-06-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Composition and method for using waxy oil-external emulsions to modify reservoir permeability profiles |
US7947628B2 (en) * | 2006-10-24 | 2011-05-24 | M-I L.L.C. | Method of improving solids separation efficiency |
US20080169130A1 (en) * | 2007-01-12 | 2008-07-17 | M-I Llc | Wellbore fluids for casing drilling |
EA201070205A1 (ru) | 2007-07-30 | 2010-08-30 | Эм-Ай ЭлЭлСи | Изолирующая межтрубная жидкость |
US20090082230A1 (en) * | 2007-09-21 | 2009-03-26 | Bj Services Company | Well Treatment Fluids Containing Nanoparticles and Methods of Using Same |
FR2924720B1 (fr) * | 2007-12-10 | 2010-09-17 | Inst Francais Du Petrole | Fluide de forage a base minerale et procede de forage |
US20090186781A1 (en) * | 2008-01-17 | 2009-07-23 | Hallibruton Energy Services, Inc., A Delaware Corporation | Drilling fluids comprising sub-micron precipitated barite as a component of the weighting agent and associated methods |
US8252729B2 (en) * | 2008-01-17 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services Inc. | High performance drilling fluids with submicron-size particles as the weighting agent |
US20090258799A1 (en) * | 2008-04-09 | 2009-10-15 | M-I Llc | Wellbore fluids possessing improved rheological and anti-sag properties |
CN102197107A (zh) | 2008-08-22 | 2011-09-21 | M-I施沃克诺尔热股份有限公司 | 高性能水基流体 |
WO2010027366A1 (en) * | 2008-09-08 | 2010-03-11 | M-I Llc | Wellbore fluids for cement displacement operations |
WO2010148226A2 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-23 | M-I L.L.C. | Application of degradable fibers in invert emulsion fluids for fluid loss control |
GB201109446D0 (en) * | 2011-06-06 | 2011-07-20 | M I Drilling Fluids Uk Ltd | Methods for reducing permeability of subterranean reservoirs |
GB2490166B (en) | 2011-04-21 | 2015-11-25 | Fumi Minerals Ltd | Weighting agent for use in subterranean wells |
WO2012162117A1 (en) | 2011-05-20 | 2012-11-29 | M-I L.L.C. | Wellbore fluid used with swellable elements |
WO2013113009A1 (en) | 2012-01-27 | 2013-08-01 | William Marsh Rice University | Wellbore fluids incorporating magnetic carbon nanoribbons and magnetic functionalized carbon nanoribbons and methods of using the same |
US20130220608A1 (en) * | 2012-02-23 | 2013-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modified particulate weighting agents and methods of using the same |
US10280355B2 (en) | 2012-07-09 | 2019-05-07 | M-I L.L.C. | Reservoir wellbore fluid |
WO2014011549A2 (en) | 2012-07-09 | 2014-01-16 | M-I L.L.C. | Insulating annular fluid |
WO2014011546A1 (en) | 2012-07-09 | 2014-01-16 | M-I L.L.C. | Wellbore fluid used with oil-swellable elements |
MY186407A (en) | 2012-10-22 | 2021-07-22 | Mi Llc | Electrically conductive wellbore fluids and methods of use |
US10273400B2 (en) | 2012-11-29 | 2019-04-30 | M-I L.L.C. | Colloidal silica and polymer system for insulating packer fluids |
CN104936888A (zh) | 2012-12-04 | 2015-09-23 | 威廉马歇莱思大学 | 用于井眼流体电导率的碳纳米颗粒添加剂 |
US9410065B2 (en) | 2013-01-29 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Precipitated particles and wellbore fluids 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 |
US10407988B2 (en) | 2013-01-29 | 2019-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
NO20130184A1 (no) * | 2013-02-05 | 2013-11-18 | Tco As | Anordning og fremgangsmåte for å beskytte knuselige produksjonsbrønnplugger mot fallende objekter med ett lag viskøs væske |
US9469802B2 (en) | 2013-02-28 | 2016-10-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Chitin nanocrystal containing wellbore fluids |
CN104927800A (zh) * | 2015-06-16 | 2015-09-23 | 北京中科天启油气技术有限公司 | 一种高密度钻井液用分散剂及其制备方法 |
US11591505B2 (en) | 2017-10-16 | 2023-02-28 | Terves, Llc | High density fluid for completion applications |
WO2019079144A1 (en) | 2017-10-16 | 2019-04-25 | Terves Inc. | NON-TOXIC HIGH DENSITY FLUID FOR COMPLETION APPLICATIONS |
Family Cites Families (75)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2003701A (en) * | 1935-02-19 | 1935-06-04 | Geo S Mepham Corp | Oil well drilling mud |
US2556169A (en) * | 1946-05-08 | 1951-06-12 | Dow Chemical Co | Method of treating well bore walls |
US2830948A (en) * | 1956-01-30 | 1958-04-15 | Continental Oil Co | Well working composition |
US3065172A (en) * | 1959-10-14 | 1962-11-20 | Continental Oil Co | Low fluid loss composition |
US3119448A (en) * | 1962-10-05 | 1964-01-28 | Cities Service Res & Dev Co | Permeable well cement |
US3408296A (en) * | 1965-01-25 | 1968-10-29 | Continental Oil Co | Low liquid loss composition |
US3634235A (en) * | 1967-12-21 | 1972-01-11 | Oil Base | Drilling fluid and method of use |
US3507343A (en) * | 1967-12-21 | 1970-04-21 | Nat Lead Co | Process of drilling wells |
US3582375A (en) * | 1968-03-21 | 1971-06-01 | Western Co Of North America | Well cementing composition |
GB1414964A (en) | 1971-10-19 | 1975-11-19 | English Clays Lovering Pochin | Copolymers and their use in the treatment of materials |
US3852202A (en) * | 1972-10-19 | 1974-12-03 | Dresser Ind | Inert packer fluid additive comprising asbestos and fumed alumina |
US3992558A (en) * | 1974-05-10 | 1976-11-16 | Raychem Corporation | Process of coating particles of less than 20 microns with a polymer coating |
GB1472701A (en) * | 1975-01-03 | 1977-05-04 | English Clays Lovering Pochin | Production of aqueous calcium carbonate suspensions |
US4325514A (en) * | 1975-12-05 | 1982-04-20 | English Clays Lovering Pochin & Company Limited | Comminution of minerals |
US4217229A (en) * | 1976-09-20 | 1980-08-12 | Halliburton Company | Oil well spacer fluids |
US4369843A (en) * | 1976-10-26 | 1983-01-25 | Texas Brine Corporation | Well completion and work over method |
GB1599632A (en) * | 1977-01-19 | 1981-10-07 | English Clays Lovering Pochin | Comminution of solid materials |
US4269700A (en) * | 1978-03-21 | 1981-05-26 | Occidental Research Corporation | Flotation of inorganic materials from glass using hydrocarbon sulfonates |
US4230586A (en) | 1978-08-07 | 1980-10-28 | The Lubrizol Corporation | Aqueous well-drilling fluids |
GB2055412A (en) * | 1979-08-08 | 1981-03-04 | Clark N O | Heavy minerals for drilling fluids |
US4301973A (en) * | 1979-12-17 | 1981-11-24 | Kennecott Corporation | Beneficiation of iron ore |
GB2089397B (en) * | 1980-12-12 | 1985-06-12 | Int Drilling Fluids Ltd | High density wellbore fluids |
JPS57144028A (en) * | 1981-02-27 | 1982-09-06 | Ricoh Co Ltd | Nonaqueous dispersion of fine particle |
US4417007A (en) * | 1981-06-30 | 1983-11-22 | Elkem Metals Company | Zinc rich paint formulations employing manganomanganic oxide fume pigment |
US4415705A (en) * | 1982-07-19 | 1983-11-15 | Inmont Corporation | Rosin derivatives used as dispersants |
US4519922A (en) | 1983-03-21 | 1985-05-28 | Halliburton Company | Environmentally compatible high density drill mud or blow-out control fluid |
DE3344463A1 (de) * | 1983-12-02 | 1985-06-13 | Heubach Hans Dr Gmbh Co Kg | Dauerhaft staubungsfreie pigmentpraeparate |
EP0164817B1 (en) * | 1984-03-21 | 1991-01-23 | Imperial Chemical Industries Plc | Surfactant |
NO158382C (no) | 1984-05-09 | 1988-08-31 | Otto Farstad | Vektmateriale for borevaeske. |
IT1214920B (it) * | 1985-01-16 | 1990-01-31 | Giuseppe Canestri | Agenti disperdenti polimerici migliorati;la loro costituzione chimica teorica e i metodi per realizzarli;prodotti e dispersioni che contengono i suddetti agenti disperdenti e le loro innovazioni strutturali |
GB8531635D0 (en) * | 1985-01-22 | 1986-02-05 | Ici Plc | Composition |
US4680128A (en) * | 1985-04-26 | 1987-07-14 | Exxon Chemical Patents Inc. | Anionic copolymers for improved control of drilling fluid rheology |
GB2185507B (en) * | 1985-12-05 | 1988-12-29 | British Petroleum Co Plc | Shear thinning fluids |
US4711731A (en) * | 1986-02-06 | 1987-12-08 | Diamond Shamrock Chemicals Company | Drilling fluid dispersant |
DE3709852A1 (de) * | 1987-03-24 | 1988-10-06 | Silica Gel Gmbh Adsorptions Te | Stabile magnetische fluessigkeitszusammensetzungen und verfahren zu ihrer herstellung und ihre verwendung |
US4981759A (en) * | 1987-05-02 | 1991-01-01 | Kansa Paint Co., Ltd. | Coating method |
NZ226551A (en) * | 1987-10-20 | 1990-03-27 | Ici Australia Operations | Fine grinding of ceramic particles in attrition mill |
US4822500A (en) * | 1988-02-29 | 1989-04-18 | Texas United Chemical Corporation | Saturated brine well treating fluids and additives therefore |
IN172479B (no) * | 1988-03-08 | 1993-08-21 | Elkem As | |
US5213702A (en) * | 1988-07-21 | 1993-05-25 | Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. | Media agitating mill and method for milling ceramic powder |
US5065946A (en) * | 1988-07-21 | 1991-11-19 | Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. | Media agitating mill and method for milling ceramic powder |
DD284684A5 (de) * | 1989-06-06 | 1990-11-21 | Veb Chemiefaserkombinat Schwarza,Dd | Verfahren zur herstellung stabiler suspensionen von feinstverteiltem kaolin in ethylenglykol |
US5028271A (en) * | 1989-07-05 | 1991-07-02 | Nalco Chemical Company | Vinyl grafted lignite fluid loss additives |
US5792727A (en) * | 1990-05-16 | 1998-08-11 | Jacobs; Norman Laurie | Lubricant compositions |
US5076852A (en) * | 1990-07-20 | 1991-12-31 | Atlantic Richfield Company | Cementing oil and gas wells |
US5117909A (en) * | 1990-10-25 | 1992-06-02 | Atlantic Richfield Company | Well conduit sealant and placement method |
US5095987A (en) * | 1991-01-31 | 1992-03-17 | Halliburton Company | Method of forming and using high density particulate slurries for well completion |
US5183211A (en) * | 1991-09-25 | 1993-02-02 | Nalco Chemical Company | Chemical aids for wet-grinding phosphate rock |
US5307938A (en) * | 1992-03-16 | 1994-05-03 | Glenn Lillmars | Treatment of iron ore to increase recovery through the use of low molecular weight polyacrylate dispersants |
US5476144A (en) * | 1992-10-15 | 1995-12-19 | Shell Oil Company | Conversion of oil-base mud to oil mud-cement |
US5504062A (en) * | 1992-10-21 | 1996-04-02 | Baker Hughes Incorporated | Fluid system for controlling fluid losses during hydrocarbon recovery operations |
US5311945A (en) * | 1992-10-22 | 1994-05-17 | Shell Oil Company | Drilling and cementing with phosphate |
US5401313A (en) * | 1993-02-10 | 1995-03-28 | Harcros Pigments, Inc. | Surface modified particles and method of making the same |
FR2704231B1 (fr) | 1993-04-21 | 1995-06-09 | Schlumberger Cie Dowell | Fluides pétroliers leur préparation et leurs utilisations au forage, à la complétion et au traitement de puits, et en fracturation et traitements de matrice. |
US5415228A (en) * | 1993-12-07 | 1995-05-16 | Schlumberger Technology Corporation - Dowell Division | Fluid loss control additives for use with gravel pack placement fluids |
PL176837B1 (pl) * | 1994-01-25 | 1999-08-31 | Kerr Mc Gee Chem Corp | Sposób mielenia proszku |
US5629271A (en) * | 1994-03-25 | 1997-05-13 | Texas United Chemical Corporation | Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing fluids |
US5518996A (en) * | 1994-04-11 | 1996-05-21 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Fluids for oilfield use having high-solids content |
CA2154850A1 (en) * | 1994-07-28 | 1996-01-29 | Kay Cawiezel | Fluid loss control |
US5472051A (en) * | 1994-11-18 | 1995-12-05 | Halliburton Company | Low temperature set retarded well cement compositions and methods |
US5728652A (en) * | 1995-02-10 | 1998-03-17 | Texas United Chemical Company, Llc. | Brine fluids having improved rheological charactersitics |
EG21132A (en) * | 1995-12-15 | 2000-11-29 | Super Graphite Co | Drilling fluid loss prevention and lubrication additive |
GB9611422D0 (en) * | 1996-05-31 | 1996-08-07 | Bp Exploration Operating | Coated scale inhibitors |
GB2315505B (en) * | 1996-07-24 | 1998-07-22 | Sofitech Nv | An additive for increasing the density of a fluid and fluid comprising such additve |
US7267291B2 (en) * | 1996-07-24 | 2007-09-11 | M-I Llc | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive |
US6786153B2 (en) * | 2002-09-19 | 2004-09-07 | Interflex Laser Engravers, Llc | Printing rolls having wear indicators and methods for determining wear of printing and anilox rolls and sleeves |
US20080064613A1 (en) * | 2006-09-11 | 2008-03-13 | M-I Llc | Dispersant coated weighting agents |
US20030203822A1 (en) * | 1996-07-24 | 2003-10-30 | Bradbury Andrew J. | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control |
US6806233B2 (en) * | 1996-08-02 | 2004-10-19 | M-I Llc | Methods of using reversible phase oil based drilling fluid |
FR2753963B1 (fr) * | 1996-09-30 | 1998-12-24 | Schlumberger Cie Dowell | Coulis de cimentation et methode de conception d'une formulation |
US5855243A (en) * | 1997-05-23 | 1999-01-05 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
DE19727541A1 (de) * | 1997-06-28 | 1999-01-07 | Sueddeutsche Kalkstickstoff | Feststoff-Zusammensetzung auf Basis von Tonmineralien und deren Verwendung |
US6248698B1 (en) * | 1999-11-12 | 2001-06-19 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic mineral blends for control of filtration and rheology in silicate drilling fluids |
WO2003102975A1 (en) * | 2002-05-29 | 2003-12-11 | Dow Global Technologies Inc. | Ultrafine hexagonal fertrite particles |
US6821326B2 (en) * | 2002-12-20 | 2004-11-23 | Arch Chemicals, Inc. | Small particle copper pyrithione |
-
1996
- 1996-07-24 GB GB9615549A patent/GB2315505B/en not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-07-16 DK DK05012791.9T patent/DK1600489T3/da active
- 1997-07-16 DK DK05012788.5T patent/DK1600486T3/da active
- 1997-07-16 DK DK05012790.1T patent/DK1600488T3/da active
- 1997-07-16 AU AU37676/97A patent/AU3767697A/en not_active Abandoned
- 1997-07-16 EP EP05012791A patent/EP1600489B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-07-16 WO PCT/EP1997/003802 patent/WO1998003609A1/en active IP Right Grant
- 1997-07-16 EP EP05012787A patent/EP1626077B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-07-16 DK DK05012787.7T patent/DK1626077T3/da active
- 1997-07-16 EP EP05012790A patent/EP1600488B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-07-16 DK DK97934471T patent/DK0922078T3/da active
- 1997-07-16 DE DE69733563T patent/DE69733563T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1997-07-16 EP EP05012788A patent/EP1600486B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-07-16 EP EP97934471A patent/EP0922078B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-07-16 US US09/230,302 patent/US6586372B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-07-16 EP EP05012789A patent/EP1600487A3/en not_active Withdrawn
- 1997-07-18 MY MYPI97003265A patent/MY116935A/en unknown
- 1997-07-23 CO CO97041885A patent/CO4810336A1/es unknown
-
1999
- 1999-01-20 NO NO19990251A patent/NO328649B1/no not_active IP Right Cessation
-
2003
- 2003-10-14 EA EA200500682A patent/EA009110B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-01-15 US US12/354,205 patent/US7745380B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO328649B1 (no) | Fluid, fremgangsmate for a preparere dette og anvendelse av dette for a oke tettheten til bronnborefluider | |
US7538074B2 (en) | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive | |
CA2502673C (en) | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control | |
US7449431B2 (en) | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control | |
US5518996A (en) | Fluids for oilfield use having high-solids content | |
CA2710472C (en) | Drilling fluids comprising sub-micron precipitated barite as a component of the weighting agent and associated methods | |
CA2598123C (en) | Additive for reducing torque on a drill string | |
AU2003279939B2 (en) | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control | |
NO342495B1 (no) | Borehullsfluid og fremgangsmåte for fremstilling av et tilsetningsstoff for å øke densiteten av et fluid |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |