NO328706B1 - Vannbasert borefluid - Google Patents
Vannbasert borefluid Download PDFInfo
- Publication number
- NO328706B1 NO328706B1 NO19980655A NO980655A NO328706B1 NO 328706 B1 NO328706 B1 NO 328706B1 NO 19980655 A NO19980655 A NO 19980655A NO 980655 A NO980655 A NO 980655A NO 328706 B1 NO328706 B1 NO 328706B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling fluid
- fluid according
- sorbitol
- water
- additive
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 44
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 39
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 18
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 23
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 claims description 16
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 claims description 16
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 claims description 11
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 10
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 10
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- UNXHWFMMPAWVPI-UHFFFAOYSA-N Erythritol Natural products OCC(O)C(O)CO UNXHWFMMPAWVPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 4
- FBPFZTCFMRRESA-KVTDHHQDSA-N D-Mannitol Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-KVTDHHQDSA-N 0.000 claims description 3
- 229930195725 Mannitol Natural products 0.000 claims description 3
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 3
- 239000000594 mannitol Substances 0.000 claims description 3
- 235000010355 mannitol Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 3
- UNXHWFMMPAWVPI-QWWZWVQMSA-N D-threitol Chemical compound OC[C@@H](O)[C@H](O)CO UNXHWFMMPAWVPI-QWWZWVQMSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004386 Erythritol Substances 0.000 claims description 2
- JVWLUVNSQYXYBE-UHFFFAOYSA-N Ribitol Natural products OCC(C)C(O)C(O)CO JVWLUVNSQYXYBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UNXHWFMMPAWVPI-ZXZARUISSA-N erythritol Chemical compound OC[C@H](O)[C@H](O)CO UNXHWFMMPAWVPI-ZXZARUISSA-N 0.000 claims description 2
- 235000019414 erythritol Nutrition 0.000 claims description 2
- 229940009714 erythritol Drugs 0.000 claims description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 2
- FBPFZTCFMRRESA-GUCUJZIJSA-N galactitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-GUCUJZIJSA-N 0.000 claims description 2
- HEBKCHPVOIAQTA-UHFFFAOYSA-N meso ribitol Natural products OCC(O)C(O)C(O)CO HEBKCHPVOIAQTA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000002772 monosaccharides Chemical class 0.000 claims description 2
- HEBKCHPVOIAQTA-ZXFHETKHSA-N ribitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO HEBKCHPVOIAQTA-ZXFHETKHSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011833 salt mixture Substances 0.000 claims description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 2
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 2
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 21
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 21
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 12
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 10
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 10
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 7
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 6
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 4
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 229910001414 potassium ion Inorganic materials 0.000 description 4
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical group CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 3
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- -1 poly-alkylene glycols Chemical class 0.000 description 3
- 229920005604 random copolymer Polymers 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical class CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 150000002314 glycerols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000009878 intermolecular interaction Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920000223 polyglycerol Polymers 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 235000013772 propylene glycol Nutrition 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07H—SUGARS; DERIVATIVES THEREOF; NUCLEOSIDES; NUCLEOTIDES; NUCLEIC ACIDS
- C07H15/00—Compounds containing hydrocarbon or substituted hydrocarbon radicals directly attached to hetero atoms of saccharide radicals
- C07H15/02—Acyclic radicals, not substituted by cyclic structures
- C07H15/04—Acyclic radicals, not substituted by cyclic structures attached to an oxygen atom of the saccharide radical
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- 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
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Biotechnology (AREA)
- Molecular Biology (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Genetics & Genomics (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Polyethers (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår borefluider, spesielt vannbaserte borefluider.
Borefluider anvendes ved brønnboring, f.eks. for boring av olje- og gass-brenner. Under boring pumpes borefluid ned gjennom en borestreng, føres gjennom porter i borkronen og føres tilbake til overflaten gjennom ringrommet mellom borerøret og den omgivende formasjon. Borefluidet har mange forskjellige funksjoner, inkludert kjøling og smøring av borkronen og borestrengen, fjerning av borekaks generert under boreprosessen og føring av denne til overflaten, suspendering av borekaksen i ringrommet dersom pumping stopper, for-hindring av inntrykking eller uthuling av formasjonen og holding av formasjons-fluidene i et felt (eng.: at bay).
Borefluider omfatter generelt en bærer, et vektmiddel og kjemiske additiver. Borefluider er av to hovedkategorier: Vannbaserte borefluider, også kjent som vannbaserte slamtyper (WBM = water based muds) hvor bæreren er et vandig medium, og oljebaserte borefluider, også kjent som oljebaserte slamtyper (OBM = oil based muds), hvor bæreren er en olje. OBM er teknisk overlegen i forhold til WBM i visse viktige henseender, inkludert den sammenligningsvise mangel på skadelig reaksjon av OBM med leirskifer-typer, som er én av de mest vanlig forekommende bergtyper ved boring etter olje og gass. Anvendelse av OBM har imidlertid den ulempe at den resulterer i produksjon av store mengder oljeforurensede avfallsprodukter, så som borekaks, som er vanskelig å avhende på en miljømessig akseptabel måte. Selv om anvendelse av WBM miljømessig er mer akseptabel enn anvendelse av OBM, er ytelsen for WBM, spesielt ved boring gjennom vannfølsomme bergtyper så som leirskifer-typer, teknisk dårligere enn ytelsen for OBM. Leirskifer oppviser stor affinitet for vann, og det at leirskifer absorberer vann forårsaker at leirskiferen sveller og gir kjemiske endringer i berget, noe som produserer belastninger som svekker formasjonen og som eventuelt fører til erosjon av borehullet eller tap av struktur. Dette kan føre til boreproblemer så som at røret setter seg fast. I tillegg kan dårlig borehullskvalitet hemme logging og kompletteringsoperasjoner.
Det har vært gjort store anstrengelser på det å forbedre ytelsen av WBM i forhold til leirskifer, nemlig forbedring av nivået av såkalt leirskifer-inhibering for WBM. Forskjellige kjemiske additiver er blitt inkorporert i WBM i forsøk på å forbedre leirskifer-inhibering. Spesielt er vannløselige glykoler eller polyoler (f.eks. molekyler som inneholder mer enn én hydroksylgruppe) vidt anvendt for dette formål, og tilsettes typisk til WBM i mengder i området 3 til 10 vekt%. Polyoler anvendt på denne måte inkluderer f.eks. glyceroler, polyglyceroler, glykoler, poly-alkylenglykoler (PAG), f.eks. polyetylenglykoler (PEG), polypropylenglykoler (PPG) og kopolymerer av etylen og propylenglykoler, alkoholetoksylater (AET) og glykoletere. Et typisk inhiberende AET er et n-butanolderivat av etylenoksid. PAG'ene kan ha en rekke etylenoksid : propylenoksid-forhold (EO:PO), og kan være tilfeldige kopolymerer eller blokk-kopolymerer. Et ofte anvendt materiale av denne type forstås å være en tilfeldig kopolymer med et EO:PO-forhold på ca. 1:1. Se f.eks. EP 0 495 579, US 4 830 765, US 4 172 800. For ytterligere disku-sjon av dette, se f.eks. The Society of Petroleum Engineers Reports SPE 25989 (Reduced Environment Impact and Improved Drilling Performance with Water-Based Muds Containing Glycols) og SPE 28818 (Water Based Glycol Drilling Muds - Shale Inhibition Mechanisms), samt Schlumberger Oilfield Review, april 1994, s. 33-43 (Designing and Managing Drilling Fluid).
SPE 28960 (mekanisme for leirskifer-inhibering ved hjelp av polyoler i vannbaserte borefluider) foreslås en pålitelig mekanisme som på tilfredsstillende måte beskriver hvordan slike polyoler tilveiebringer leirskifer-inhibering. Sammen-fattet beskriver denne publikasjon at to fremgangsmåter er viktige: Polyolene og kaliumioner på overflatene av de finkornede leirmineraler som er til stede i reaktive leirskifer-typer virker inn på hverandre. Disse kaliumioner hydratiseres, men deres lave hydratasjonsenergi betyr at vann lett fjernes fra kationet og at polyolen lett danner et stabilt kompleks. Vann fjernes mindre lett fra natrium- eller kalsiumioner, og de resulterende kation/polyol-komplekser er svakere: Forfatterne antar at dette forklarer det høyere nivå av inhibering oppnådd med polyoler i nærvær av kalium. Alle polyoler som er fastslått å være inhiberende og som er studert av forfatterne, sies å få hoveddelen av sin aktivitet ved hjelp av denne mekanisme. Andre svakt hydratiserte kationer (f.eks. ammo-nium eller kalsium) oppfører seg på samme måte som kalium.
Et andre, men underordnet bidrag til inhibering observeres med for tiden tilgjengelige EO:PO-polymerer. Her bringer forfatterne bevis for samvirke mellom polyol-molekyler som ligger ved siden av hverandre absorbert på leiroverflatene. Disse samvirkninger er uavhengig av konsentrasjonen og sammensetningen av den vandige saltløsning, og ettersom de er fraværende i PEG- og n-butanoletok-sylat-molekylene, antar forfatterne at de er ansvarlige for de intermolekylære vekselvirkninger mellom mildt hydrofobe metylgrupper i PO-andelene av EO:PO-kopolymerene. Denne vekselvirkning er tilstrekkelig til å gjøre EO:PO-polymerer mildt inhibitive for leirskifer-typer i destillert vann, hvor molekyler så som PEG og AET skjelden viser noen grad av inhibering.
De leirskifer-inhiberende egenskaper for polyol-holdig WBM kan forbedres ved inkorporering av kaliumsalter, f.eks. kaliumklorid, eventuelt i kombinasjon med gips. Videre er de leirskifer-inhiberende egenskaper for selv de best kjente kalium- og polyol-holdige WBM-typer mye dårligere enn de samme egenskaper for OBM. Videre kan anvendelsen av kalium føre til problemer med avfalls-avhending, ettersom det er visse områder, f.eks. i Mexico-gulfen, hvor avhendin-gen av kalium til omgivelsene er forbudt eller i høy grad underlagt restriksjoner. I tillegg kan anvendelsen av kaliumholdig WBM gi problemer ved boring på land hvor forurensningen av grunnvannet med kaliumholdig boreavfall anses som uakseptabel.
Det er nå blitt funnet at de leirskifer-inhiberende egenskaper for WBM kan forbedres ved anvendelse av nye polyol-additiver i form av reaksjonsprodukter av polyhydroksyalkaner (også kjent som alditoler) og alkylenoksider.
I henhold til foreliggende oppfinnelse tilveiebringes et vannbasert borefluid som omfatter et reaksjonsprodukt av et polyhydroksyalkan og alkylenoksid som additiv.
Polyhydroksyalkanet kan være lineært eller forgrenet, og kan omfatte opptil 20 karbonatomer. Polyhydroksyalkanet er fortrinnsvis basert på et monosakkarid, som passende er et molekyl så som glycerol, erytritol, threitol, ribitol, sorbitol, mannitol og galaktitol. Det polyhydroksyalkan som for tiden foretrekkes er sorbitol.
Alkylenoksidet omfatter på passende måte etylenoksid (EO), propylenoksid (PO) og/eller butylenoksid (BO). Det kan anvendes blandinger av alkylenoksider.
Reaksjonsprodukter av polyhydroksyalkaner og alkylenoksider kan lett produseres ved polymerisasjonsreaksjoner, så som basekatalyserte polymerisa-sjoner. Slike produkter kan fås kommersielt fra et stort antall kilder, inkludert Dow Chemical, ICI og Hoechst.
Additivet omfatter et polyhydroksyalkan med minst ett alkylenoksid kjemisk bundet til én eller begge ender derav, fortrinnsvis ved begge ender, noe som fører til dannelse av generelt symmetriske molekyler. Antallet og naturen av alkylenoksid-enhetene er ikke kritisk, under den forutsetning at molekylet ikke er for viskøst, er minst delvis løselig i vandige fluider og har egnede skummings-karakteristikker. Viskositet, uløselighet og skumming er tilbøyelig til å øke med økende molekylvekt, slik at større antall EO-enheter kan tolereres enn det som er tilfelle for PO- og BO-enheter. Additivet omfatter på passende måte opptil 30 EO-enheter (generelt 15 forbundet lineært til hver ende av polyhydroksyalkanet), eller et mindre antall PO-enheter, BO-enheter eller blandinger av EO, PO og/ eller BO i ethvert forhold.
Gode resultater er blitt oppnådd med additiver som inneholder sorbitol + 18EO, sorbitol + 9PO, sorbitol + 4EO + 6BO, sorbitol + 6EO + 6BO, eller sorbitol + 6BO.
En blanding av forskjellige additiver i samsvar med oppfinnelsen kan anvendes.
Additivene anvendes typisk i WBM i mengder i området 1 til 10 vekt%, fortrinnsvis 1 til 5 vekt%.
Borefluidet ifølge oppfinnelsen kan ellers ha en konvensjonell formulering, hvor det vandige medium typisk omfatter ferskvann, saltvann, andre saltløsninger eller blandinger derav.
Andre additiver kan inkluderes i borefluidet på konvensjonell måte. Spesielt kan kaliumioner, f.eks. fra kaliumklorid, inkluderes for å forbedre leirskifer-inhiberende egenskaper.
Borefluider i samsvar med oppfinnelsen er i laboratorietester blitt funnet å oppvise forbedrede leirskifer-inhiberende egenskaper i sammenligning med kjent polyolholdig WBM, spesielt i fravær av tilsatte kaliumioner. Dette er miljømessig fordelaktig, som diskutert ovenfor.
Mekanismene for leirskifer-inhibering er for tiden ikke fullstendig forstått, men det antas (uten ønske om å være bundet av teori) at de forbedrede leirskifer-inhiberende egenskaper oppnådd med borefluidene i henhold til oppfinnelsen kan resultere fra forbedret hydrofob vekselvirkning mellom nærliggende polyol-additiv-molekyler adsorbert på leiroverflater av leirskifer på grunn av de økede hydrofobe egenskaper for polyolen, og som resulterer fra nærværet av polyhydroksyalkanet. En alternativ forklaring som også er sannsynlig, er at disse molekyler er effektive når det gjelder forstyrring av organiseringen av vann-molekyler nær overflaten av leirmineraler. Denne organisering er blitt foreslått som mekanisme for svelling av leirmineraler i vandige fluider.
Oppfinnelsen skal nå beskrives ytterligere på illustrerende måte i det følgende eksempel.
Eksempel
Nivået av leirskifer-inhibering tilveiebrakt av forskjellige borefluid-additiver og formuleringer undersøkes rutinemessig ved hjelp av et antall laboratorietek-nikker. Tester så som dispergering av borekaks og leirskifer-svelling er egnet for hurtig utvelgelse av nye additiver og er vidt anvendt i industrien. En god indika-sjon på de inhiberende egenskaper for et additiv kan også oppnås ved hjelp av en modifikasjon av den standardiserte oljefelt-borekaks-dispergeringstest. Denne fremgangsmåte er spesielt egnet for undersøkelse av vannløselige stoffer med lav viskositet, så som polyoler og fullstendig formulerte borefluider som inneholder additivene.
I denne test tilsettes en kjent vekt av leirskifer-borekaks (ca. 20 g) til et innmålt volum av testfluid (ca. 350 ml) i en beholder. Beholderen roteres slik at borekakset er i en konstant tilstand av agitering i fluidet; dette fremmer nedbry-ting og dispergering av borekaksbestanddelene dersom de mykner på grunn av vekselvirkning med testfluidet. Ved slutten av testperioden samles borekakset som er forblitt udispergert, opp, vaskes, tørkes og veies. Vekten av dette gjen-vunnede stoff uttrykkes som en prosentandel av den opprinnelige vekt som ble satt til testfluidet. Jo mer inhiberende testfluidet er, desto lavere er nivået av borekaks-dispersjon, og således er mengden av gjenvunnet stoff høyere.
Resultatene av disse tester er angitt i tabell 1 og 2 for to forskjellige typer leirskifer. To polyoler anvendt for sammenligning var polyetylenglykol (PEG) og polyalkylenglykol (PAG). Begge disse anvendes for tiden som leirskifer-inhibitorer i kommersielle systemer. De gjennomsnittlige molekylvekter for disse materialer var hhv. ca. 600 og 650. PAG var en tilfeldig kopolymer av EO og PO med et EO:PO-forhold på ca. 1:1. Polyolene ifølge denne oppfinnelse omfattet alle sorbitol og kombinasjoner av EO, PO og BO, som beskrevet i tabeller 1 og 2.
Resultatene viser tydelig de forbedrede nivåer av inhibering tilveiebrakt av fluider som ikke inneholder kaliumklorid når sorbitolbaserte polyoler anvendes i stedet for polyoler ved nåværende kommersiell anvendelse.
Lignende forsøk er blitt gjennomført med additiver basert på andre polyhydroksyalkaner, inkludert mannitol og glycerol. Resultatene var dårligere når glycerol ble anvendt i stedet for sorbitol i de ovenfor angitte molekyler.
Claims (11)
1. Vannbasert borefluid,
karakterisert ved at det som additiv omfatter et reaksjonsprodukt av et lineært polyhydroksyalkan basert på et monosakkarid og alkylenoksid.
2. Borefluid ifølge krav 1,
karakterisert ved at polyhydroksyalkanet omfatter glycerol, erytritol, threitol, ribitol, sorbitol, mannitol eller galaktitol.
3. Borefluid ifølge krav 1 eller 2,
karakterisert ved at alkylenoksidet omfatter etylenoksid (EO), propylenoksid (PO) og/eller butylenoksid (BO).
4. Borefluid ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at additivet omfatter opptil 30 alkylenoksid-enheter pr. polyhydroksyalkan-molekyl.
5. Borefluid ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at additivet er valgt fra gruppen som omfatter sorbitol + 18EO, sorbitol + 9PO, sorbitol + 4EO + 6BO, sorbitol + 6EO + 6BO, eller sorbitol + 6BO.
6. Borefluid ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at additivet er til stede i en mengde i området 1 til 10vekt%.
7. Borefluid ifølge krav 6,
karakterisert ved at additivet er til stede i en mengde i området 1 til 5 vekt%.
8. Borefluid ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at det omfatter vandig medium av ferskvann, saltvann, andre saltløsninger eller blandinger derav.
9. Borefluid ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at det omfatter ett eller flere ytterligere additiver.
10. Borefluid ifølge krav 9,
karakterisert ved at det omfatter kaliumsalt-additiv.
11. Borefluid ifølge krav 10,
karakterisert ved at kaliumsaltetomfatterkaliumklorid.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB9516843A GB2304354A (en) | 1995-08-17 | 1995-08-17 | Drilling fluid |
| PCT/GB1996/001989 WO1997007183A1 (en) | 1995-08-17 | 1996-08-14 | Drilling fluid |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO980655D0 NO980655D0 (no) | 1998-02-16 |
| NO980655L NO980655L (no) | 1998-04-16 |
| NO328706B1 true NO328706B1 (no) | 2010-05-03 |
Family
ID=10779358
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19980655A NO328706B1 (no) | 1995-08-17 | 1998-02-16 | Vannbasert borefluid |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6544933B1 (no) |
| CN (1) | CN1091791C (no) |
| AU (1) | AU6748896A (no) |
| BR (1) | BR9610406A (no) |
| CA (1) | CA2229593C (no) |
| EA (1) | EA000408B1 (no) |
| GB (1) | GB2304354A (no) |
| NO (1) | NO328706B1 (no) |
| WO (1) | WO1997007183A1 (no) |
Families Citing this family (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2319047B (en) * | 1995-08-17 | 1999-12-01 | Sofitech Nv | Drilling fluid |
| US6242389B1 (en) | 1997-04-14 | 2001-06-05 | Bp Chemicals Limited | Ethers |
| US6054416A (en) * | 1998-05-07 | 2000-04-25 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluids comprising biodegradable heteropolyglycols |
| AU2003268077A1 (en) * | 2002-08-28 | 2004-03-19 | Grain Processing Corporation | Drilling fluid, apparatus, and method |
| US7192907B2 (en) * | 2003-09-03 | 2007-03-20 | M-I L.L.C. | High performance water-based drilling mud and method of use |
| US7178610B2 (en) | 2004-08-11 | 2007-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids comprising polyoxazoline compositions and methods of use in subterranean formations |
| US7879768B2 (en) | 2007-07-04 | 2011-02-01 | Mud Enginneering | Drilling fluid composition comprising hydrophobically associating polymers and methods of use thereof |
| ITVA20070085A1 (it) * | 2007-11-21 | 2009-05-22 | Lamberti Spa | Inibitori di rigonfiamento di argille |
| IT1402351B1 (it) * | 2010-10-13 | 2013-08-30 | Lamberti Spa | Inibitori di argille per l'industria petrolifera. |
| RU2601636C2 (ru) | 2012-06-25 | 2016-11-10 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Амины гликолевых эфиров для использования в качестве агентов предотвращения диспергирования сланцевых и глинистых пород для буровой промышленности |
| CN103540298B (zh) * | 2012-07-12 | 2016-12-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 油基钻井液及其制备方法 |
| RU2015105385A (ru) | 2012-07-18 | 2016-09-10 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Моно-четвертичные аминоспирты для применения в качестве ингибиторов глины и сланца для буровой промышленности |
| RU2598102C2 (ru) | 2012-07-20 | 2016-09-20 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Усовершенствованная глина, средства ингибирования сланцевой глины и способ их применения |
| WO2014123709A1 (en) | 2013-02-07 | 2014-08-14 | Dow Global Technologies Llc | Polyaminopolyamide-epichlorohydrin resins for use as clay and shale inhibition agents for the drilling industry |
| CN104140452B (zh) * | 2013-10-29 | 2017-10-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种钻井液用两性离子烷基糖苷的制备方法 |
| GB2534316B (en) * | 2013-11-08 | 2020-11-25 | Halliburton Energy Services Inc | Copolymer surfactants for use in downhole fluids |
| GB2586924B (en) * | 2013-11-08 | 2021-06-02 | Halliburton Energy Services Inc | Copolymer surfactants for use in downhole fluids |
| CA2951241A1 (en) | 2014-07-31 | 2016-02-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Guanidine- or guanidinium-containing compounds for treatment of subterranean formations |
| CA2979338C (en) | 2015-03-12 | 2019-09-24 | Hercules Llc | An oil and gas treatment composition comprising hydroxyethyl cellulose and crosslinked polyvinylpyrrolidone |
| CN105295863B (zh) * | 2015-10-27 | 2018-08-10 | 中国石油天然气集团公司 | 一种水基钻井液抑制剂和水基钻井液及其应用 |
| CN105295862B (zh) * | 2015-10-27 | 2018-09-04 | 中国石油天然气集团公司 | 一种水基钻井液抑制剂组合物和水基钻井液及其应用 |
| WO2018144066A1 (en) | 2017-02-03 | 2018-08-09 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods of making of shale inhibiton fluids |
| CN109085659A (zh) * | 2018-06-29 | 2018-12-25 | 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 | 一种针对深水单层隔水管的一体化保温测试液 |
| US11186780B1 (en) | 2020-05-05 | 2021-11-30 | Syncrude Canada Ltd. In Trust For The Owners Of The Synerude Project As Such Owners Exist Now And In | Methods for processing oil sands containing swelling clays |
| CA3206391A1 (en) | 2022-07-12 | 2024-01-12 | Secure Energy (Drilling Services) Inc. | Lubricant blends and methods for improving lubricity of brine-based drilling fluids |
| US12173235B2 (en) * | 2023-04-07 | 2024-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Propoxylates for foam enhancement |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2996551A (en) * | 1953-09-24 | 1961-08-15 | Petrolite Corp | Certain polyepoxide-modified oxyalkylation derivatives being obtained in turn by oxyalkylation of certain polyols having at least three hydroxyls |
| US3079337A (en) * | 1960-03-28 | 1963-02-26 | Jersey Prod Res Co | Reaction products of ethylene oxide and polyhydroxide alcohols as water viscosity thickeners for secondary recovery |
| US3254713A (en) * | 1961-06-12 | 1966-06-07 | Emery Industries Inc | Method of recovering oil from oil-producing sands utilizing compounds having exceptional wetting properties |
| US4719021A (en) * | 1984-11-28 | 1988-01-12 | Sun Drilling Products Corporation | Shale-stabilizing drilling fluids and method for producing same |
| US5007489A (en) * | 1990-04-27 | 1991-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid methods and composition |
| GB9100699D0 (en) * | 1991-01-12 | 1991-02-27 | British Petroleum Co Plc | Drilling fluid additive |
| US5403820A (en) * | 1992-12-24 | 1995-04-04 | O'brien-Goins-Simpson & Associates | Environmentally safe water base drilling fluid |
| DE4302462A1 (de) * | 1992-12-28 | 1994-06-30 | Henkel Kgaa | Rheologisch gesteuerte fließ- und pumpfähige wäßrige Zubereitungen beispielsweise für die Verwendung als wasserbasierte Bohrschlämme |
| EP0702073A1 (en) | 1994-09-19 | 1996-03-20 | Baker Hughes Incorporated | Shale stabilising drilling fluid employing saccharide derivatives |
| GB2297774B (en) * | 1995-02-10 | 1998-10-07 | Sofitech Nv | Drilling fluid |
| GB2297775B (en) * | 1995-02-10 | 1998-10-07 | Sofitech Nv | Drilling fluid |
-
1995
- 1995-08-17 GB GB9516843A patent/GB2304354A/en not_active Withdrawn
-
1996
- 1996-08-14 CN CN96196885A patent/CN1091791C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1996-08-14 AU AU67488/96A patent/AU6748896A/en not_active Abandoned
- 1996-08-14 EA EA199800131A patent/EA000408B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1996-08-14 US US09/011,938 patent/US6544933B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-08-14 BR BR9610406A patent/BR9610406A/pt not_active Application Discontinuation
- 1996-08-14 WO PCT/GB1996/001989 patent/WO1997007183A1/en not_active Ceased
- 1996-08-14 CA CA002229593A patent/CA2229593C/en not_active Expired - Fee Related
-
1998
- 1998-02-16 NO NO19980655A patent/NO328706B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO1997007183A1 (en) | 1997-02-27 |
| NO980655D0 (no) | 1998-02-16 |
| CA2229593A1 (en) | 1997-02-27 |
| US6544933B1 (en) | 2003-04-08 |
| CN1196078A (zh) | 1998-10-14 |
| EA000408B1 (ru) | 1999-06-24 |
| GB2304354A (en) | 1997-03-19 |
| GB9516843D0 (en) | 1995-10-18 |
| CA2229593C (en) | 2009-02-17 |
| EA199800131A1 (ru) | 1998-08-27 |
| CN1091791C (zh) | 2002-10-02 |
| BR9610406A (pt) | 1999-08-03 |
| NO980655L (no) | 1998-04-16 |
| AU6748896A (en) | 1997-03-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO328706B1 (no) | Vannbasert borefluid | |
| EP0495579B1 (en) | Drilling fluid | |
| AU2011345366B2 (en) | Water-based drilling fluids containing crosslinked polyacrylic acid | |
| CA2170569C (en) | Improved water-based drilling fluids for reduction of water adsorption and hydration of argillaceous rocks | |
| US4561985A (en) | Hec-bentonite compatible blends | |
| US4941981A (en) | Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid | |
| US4830765A (en) | Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same | |
| US5260269A (en) | Method of drilling with shale stabilizing mud system comprising polycyclicpolyetherpolyol | |
| US4963273A (en) | Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same | |
| MXPA04007347A (es) | Lodo para barrenado con base acuosa de alto rendimiento y metodo de uso. | |
| AU756137B2 (en) | Shale-stabilizing additives | |
| GB2328228A (en) | Shale-stabilizing additive | |
| GB2297775A (en) | Drilling fluid | |
| GB2297774A (en) | Drilling fluid | |
| US20050014655A1 (en) | Method of stabilising clay or shale | |
| US7441609B2 (en) | Method of decreasing the disintegration of shale-containing cuttings and drilling fluid therefor | |
| US2555469A (en) | Drilling mud and method of using | |
| EA037804B1 (ru) | Ингибирующий буровой раствор для бурения высококоллоидальных глинистых отложений | |
| Ismail et al. | The Effect of Viscosifiers on Shale Hydration for KCl-polymer Mud System |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |