NO329490B1 - Fremgangsmate for boring av et borehull med anvendelse av et lateksadditiv - Google Patents
Fremgangsmate for boring av et borehull med anvendelse av et lateksadditiv Download PDFInfo
- Publication number
- NO329490B1 NO329490B1 NO20020188A NO20020188A NO329490B1 NO 329490 B1 NO329490 B1 NO 329490B1 NO 20020188 A NO20020188 A NO 20020188A NO 20020188 A NO20020188 A NO 20020188A NO 329490 B1 NO329490 B1 NO 329490B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- latex
- fluid
- drilling fluid
- drilling
- borehole
- Prior art date
Links
- 229920000126 latex Polymers 0.000 title claims abstract description 51
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 239000004816 latex Substances 0.000 title claims description 45
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 title claims description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 44
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 18
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 3
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 claims description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 claims description 2
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 claims description 2
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 claims description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 17
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 12
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 description 11
- 239000002174 Styrene-butadiene Substances 0.000 description 10
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 6
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 5
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 4
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920013620 Pliolite Polymers 0.000 description 3
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 3
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- APSBXTVYXVQYAB-UHFFFAOYSA-M sodium docusate Chemical compound [Na+].CCCCC(CC)COC(=O)CC(S([O-])(=O)=O)C(=O)OCC(CC)CCCC APSBXTVYXVQYAB-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 3
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 3
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 3
- HWVKPAQFICYMKO-UHFFFAOYSA-N 2-methylprop-2-enoic acid;prop-2-enoic acid;styrene Chemical compound OC(=O)C=C.CC(=C)C(O)=O.C=CC1=CC=CC=C1 HWVKPAQFICYMKO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical group CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 2
- YACLQRRMGMJLJV-UHFFFAOYSA-N chloroprene Chemical compound ClC(=C)C=C YACLQRRMGMJLJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OEPOKWHJYJXUGD-UHFFFAOYSA-N 2-(3-phenylmethoxyphenyl)-1,3-thiazole-4-carbaldehyde Chemical compound O=CC1=CSC(C=2C=C(OCC=3C=CC=CC=3)C=CC=2)=N1 OEPOKWHJYJXUGD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DKIADMHZBONTDC-UHFFFAOYSA-N C=CC(C)=C.CC(=C)C=C.C=CC=C.C=CC=C Chemical compound C=CC(C)=C.CC(=C)C=C.C=CC=C.C=CC=C DKIADMHZBONTDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 description 1
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 229920004896 Triton X-405 Polymers 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N Vinyl chloride Chemical compound ClC=C BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 229920000891 common polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 229920001002 functional polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000009477 glass transition Effects 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 229920000831 ionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 229910000000 metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004692 metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 description 1
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 229920001983 poloxamer Polymers 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Chemical group 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Chemical group 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000011115 styrene butadiene Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N tetrafluoroethene Chemical group FC(F)=C(F)F BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N triton Chemical class [3H+] GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N 0.000 description 1
- 229920001567 vinyl ester resin Polymers 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 239000004034 viscosity adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 229920003176 water-insoluble polymer 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
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K8/24—Polymers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for boring av et borehull hvori et vandig borefluid sirkuleres under boring. Ved fremgangsmåten anvendes det et additiv for å redusere tap av borefluid inn i formasjonene som omgir borehullet.
For produksjon av hydrokarbonbrønner blir borehull boret i underjordiske formasjoner. Standard fremgangsmåter er her at et fluid sirkuleres ved boringen fra overflaten gjennom det indre av borestrengen og ringrommet mellom borestrengen og formasjonen. Borefluidet, også referert til som "boreslam", anvendes for å tjene et antall innbyrdes relaterte funksjoner. Disse funksjonene er: (1) fluidet må suspendere og transportere faste partikler til overflaten for ut-screening og avhending; (2) det må transportere en leire eller annen substans som er i stand til å feste seg til, eller å belegge, den ikke-forede borehulloverflaten, både (a) for å utelukke uønskede fluider som kan være omfattet, slik som saltvann, og derved hindre dem fra å blande seg med, og bryte ned, den reologiske profilen til boreslammet, så vel som (b) hindre tap av nedihulls trykk fra fluidtap bør borehullet traversere et intervall av porøst formasjonsmateriale; (3) det må holde suspendert et additivballastmiddel (for å øke spesifikk vekt av slammet), generelt barytter (en bariumsulfatmalm, malt til en fin partikkelstørrelse), slik at hele kolonnen av borefluid ikke avbrytes ved innbefattelse av trykksatte lommer av brennbar gass, som ellers ville tendere til å redusere nedihulls trykket, så vel som å skape en utblåsning hvori fluidet og til og med borestrengen med kraft blir støtt ut av brønnen, med resulterende katastrofale skader, særlig på grunn av brann; (4) den må konstant smøre borekronen for å fremme boreeffektivitet og retardere borehodeslitasje.
Innen industrien skilles det grovt sett mellom tre klasser borefluider: oljebaserte, vannbaserte og såkalte syntetiske slam. Mens oljebaserte slam kjennetegnes ved deres overlegne kvalitet for de fleste boreoperasjoner, er de i økende grad uønsket på grunn av deres miljøpåvirkning og strengere miljølovgivning. Vannbaserte slam forventes å erstatte oljebaserte slam på de fleste geografiske områder.
Et borefluid inneholder typisk et antall additiver. Disse additivene bevirker ønskede egenskaper på fluidet slik som viskositet og tetthet. En klasse additiver anvendes som fluidtapsmidler for å hindre borefluidet fra å komme inn i porøse formasjoner.
Den grunnleggende mekanismen for fluidtapskontroll er generelt dannelsen av en filterkake i grenseflaten mellom de porøse eller permeable formasjonslagene. Idet en del av borefluidet tvinges inn i formasjonen ved det høyere trykket i borehullet, blir større partikler og additiver værende tilbake og akkumuleres på forsiden av formasjonen. Filterkaken dannet på denne måten kan anses som en membran som hindrer formasjonen fra ytterligere invasjon av borehullfluider. Fluidtapskontrollmidler vleges ut i lys av deres kvalitet når det gjelder å danne en fullstendig filterkake.
Kjente eksempler på slike fluidtapskontrollmidler er vannløselige polymeriske additiver som tilsettes borefluidet for å forbedre forsegling av filterkaken. Disse fluidtapspolymerene er først og fremst modifiserte celluloser, stivelser eller andre polysakkaridderivater og er gjenstand for temperaturbegrensninger. spesielt begynner de fleste å svikte rundt 105-120°C.
Latekser på den annen side er for eksempel beskrevet i US patent nr. 5.770.760 som anvender lateks for å fortykke de vannbaserte borefluidene. Lateksen tilsettes til slammet og behandles kjemisk for å gi den funksjonelle polymeren som er i en oppløst form.
Anvendelsen av latekser for formålet fluidtapskontroll er for eksempel beskrevet i US patentene 4.600.515 og 4.385.155.1 disse applikasjonene blir imdlertid polymerlateksene anvendt i en vannløselig form.
US-A-5518996 foreslår et fluid med høyt faststoffinnhold for behandling av en underjordisk formasjon, hvor fluidet omfatter en væske og minst tre størrelser av fast partikkelformig materiale.
Det er derfor et formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en ny fremgangsmåte for boring av et borehull hvori vandig borefluid sirkuleres under boring.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer følgelig en fremgangsmåte av den ovenfor nevnte art, som er kjennetegnet ved at den innbefatter å sirkulere i nevnte borehull, med nevnte vandige borefluid, en effektiv mengde av et additiv bestående av en lateksforbindelse som er i det vesentlige uløselig og ikke-svellbar i borefluidet; hvori den vandige sammensetningen omfatter suspenderte, finfordelte faste stoffer, som danner en filterkake på veggen av nevnte borehull, idet de finfordelte faste stoffene innbefatter leireaktig materiale, og lateksen utgjør i det minste del av filterkaken uten i vesentlig grad å undergå agglomerering, koagulering, tverrbinding eller vannindusert svelling.
Lateksene er utvalgt fra kjente latekser slik at de kan absorberes i en filterkake som bygges opp på grenseflaten mellom borehullet og porøse formasjoner i i det vesentlige samme tilstand som de er i ved vandige borefluider. Således koagulerer ikke lateksene som anvendes for denne applikasjonen og heller ikke blir de ytterligere tverrbundet.
Et annet utvalgskriterium for egnede latekser er at Tg, eller
glassomvandlingstemperaturen til polymeren, må være lavere enn temperaturen til boreapplikasjonen slik at polymeren er i en gummi- eller fluidtilstand. I denne tilstanden er polymerpartiklene deformerbare hvilket forbedrer forseglingsegenskapene til filterkaken.
Polymerlateksene kan være av en hvilken som helst vannuløselig polymer, kopolymer eller terpolymer, for eksempel syntetisert ved emulsjonspolymerisasjon. De viktigste kjemiske typene kan summeres som: Polymerer og kopolymerer hvori den hovedrepeterende enheten er avledet fra monoolefinisk umettede monomerer slike som vinylacetat, vinylestere av andre fettsyrer, estere av akryl- og metakrylsyre, akrylonitril, styren, vinylklorid, vinylidenklorid, tetrafluoretylen og relaterte monomerer.
Polymerer og og kopolymerer hvori hoveddelen av de repeterende enhetene er avledet fra 1,3-diener slik som 1,3-butadien (butadien) 2-metyl-l,3-butadien (isopren) og 2-klor-l,3-butadien (kloropren), hvor mindre deler av de repeterende enhetene er avledet fra monoolefinisk umettede monomerer slik som styren og akrylonitril, eller andre av kategori 1.
Andre polymerer slike som polyisobutener som inneholder mindre mengder kopolymerisert isopren, polyuretaner og andre monomerenheter.
Latekser som kan anvendes for dette formålet inkluderer styrenbutadienkopolymerlateks (SBR), og styrenakrylatmetakrylat-terpolymerlateks (SA).
Kompatibilitet med andre faste stoffer til stede i borefluidene kan kreve anvendelse av en ytterligere stabilisator som additiv til det vannbaserte borefluidet. Dette kan være tilfelle for visse typer SBR-latekser. SA-latekser synes stabile ved omgivelsestemperatur og moderate temperaturer (til ca. 60°C), men blir destabilisert ved hevede temperaturer. Andre lateks kjemisystemer kan være mer stabile. Stabilisatoren blir generelt tilsatt ved en dosering på 10% av latekskonsentrasjonen eller mindre. Forsiktighet må utvises ved utvelgelse for å minimalisere formasjonsskade fra fri stabilisator. De mest effektive stabilisatorene er anioniske surfaktanter som for eksempel natriumdodecylsulfat (SDS), Aerosol OT (AOT) og polymeriske stabilisatorer/surfaktanter slik som NPE (en 30% vandig løsning av ammoniumsalt av sulfaterte etoksylerte nonylfenoler). Ikke-ioniske surfaktanter slik som Triton-seriene, en oktylfenolpolyeteralkohol med varierende antall eterbindinger per molekyl, kommersielt tilgjengelig fra Union Carbide, kan også anvendes. "Synperonic"-forbindelser kan også anvendes for å stabilisere lateksen.
Ytterligere additiver kjent i litteraturen kan tilsettes for å gi andre ønskede egenskaper til slamsystemet. Slike kjente additiver inkluderer viskositetsmodifiserende midler, filtratreduserende midler og vektjusterende midler. Andre foretrukne additiver er skifer-svellende inhibitorer, slik som salter, glykol-, silikat- eller fosfatbaserte midler, eller en hvilken som helst kombinasjon derav.
Disse og andre trekk av oppfinnelsen, foretrukne utførelsesformer og varianter derav, mulige applikasjoner og fordeler, vil fremgå for fagmannen ved gjennomgang av følgende detaljerte beskrivelse og tegninger. Fig. 1 sammenligner polymere- og lateksfluidtapsadditiver som viser kumulativt fluidtap ved 30 minutter ved 25°C som en funksjon av pålagt differensialtrykk; Fig. 2 sammenligner ytelsen til agglomererte og ikke-agglomererte SBR-latekser som viser det kumulative fluidtapet ved 30 minutter ved 25°C som en funksjon av pålagt trykk; Fig. 3 viser det kumulative fluidtapet ved 30 minutter ved 25°C som en funksjon av pålagte trykk for SA- og SBR-latekser; Fig. 4 illustrerer effekten av temperatur på ytelsen til den glassaktige polymeren ved sammenligning av filtreringsegenskapen fra SA-type lateks ved 25 og 80°C (over og under Tg=59°C); og Fig. 5 illustrerer effekten av temperatur på fluidtap i latekssystemer som anvender en barytt/xantan sammensetning som basisfluid.
Flere forskjellige vannuløselige latekser ble testet for deres anvendelse som fluidtapsadditiver.
Først ble deres filtreringsegenskaper undersøkt ved anvendelse av en Vi areal API HTHP filterpresse som funksjon av temperatur og trykk. Typisk ble det anvendt trykk i området 689,5-3447,4 kPa (100-500 psi) og temperaturer på 25°C til 150°C. Det
kumulative fluidtapet etter 30 minutter ble anvendt for å karakterisere filtrenngsytelsen.
Et polymerbasert fluid med lav vekt som består av 4 g/l xantangummi (IDVIS), 160 g/l API barytt, justert til pH 8 med NaOH, ble anvendt som basissystemet for disse testene.
Fig. 1 sammenligner filtreringsytelsen ved 25°C til en stabilisert SBR-lateks, med en vanlig fluidtapspolymer: polyanionisk cellulose (PAC). Lateksen, med kode LPF5356, er en styrenbutadienlateks med en Tg på ~-20°C og kommersielt tilgjengelig som Pliolite LPF5356 fra GOODYEAR. Lateksen er polydispers med en partikkelstørrelse varierende fra 100 til 600 nm. Lateksslurryen ble tilsatt til basisformuleringen ved 3,5% eller 7% aktiv med ikke-ionisk surfaktant Triton X405 ved 10% av latekskonsentrasjonen. PAC ble tilsatt til kontrollsystemet ved en konsentrasjon på 5 g/l. Grafen viser langt lavere fluidtap for lateksen enn for vanlig polymeradditiv, med langt lavere trykkavhengighet. Latekspartiklen forbedrer forsegling i filterkaken.
Tilsvarende resultater ble oppnådd med LPF7528 i GOODYEAR's Pliolite serie, som har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på 150 nm. Fig. 2 sammenligner filtreringsytelse av LPF7528 i forhold til LPF5356 ved 25°C, begge stabilisert med ionisk surfaktant SDS, igjen med 10% latekskonsentrasjon.
Ytterligere eksempler, med kode LSI og LS2, er styrenakrylatmetakrylat-latekser av GOODYEAR's Pliolite område av kommersielle latekser med en størrelse på ~150 nm diameter som ved å variere forholdet mellom forskjellige monomerer varierer i Tg mellom 59 og 0, respektivt. Ved omgivelsestemperatur er alle stabile med hensyn til andre faste stoffer og trenger ikke ytterligere stabilisatorer.
Fig. 3 oppsummerer deres ytelse tilsatt som 3,5% aktiv i forhold til vekten av barytt basissystemet. Lateksen LS2 som har lavere enn omgivelses-Tg oppfører seg bra. LSI som har en Tg på 59°C oppfører seg dårlig. I sin glasstilstand deformerer partikkelen ikke til å pakke godt i filterkaken. Hvis testen gjentas over dens Tg, ved 80°C, oppfører den seg på tilsvarende måte med andre latekser, se Fig. 4. Idet lateks LSI ble destabilisert ved hevet temperatur, ble surfaktant SDS tilsatt til formuleringen ved en konsentrasjon på 0,35% (10% av latekskonsentrasjonen).
Det ble generelt funnet at fluidtapet øker med økende temperatur. I tillegg vil de polymeriske additivene nedbrytes ved høy temperatur. Fig. 5 viser effekten av temperatur på forskjellige latekssystemer i barytt-ballastert xantangummibasisfluid. Basissystemet viser raskt tap av filtreringskontroll ved 80°C. Generelt viser latekssystemet en langt lavere økning i fluidtap over dette området. Lateksen med høy Tg lateks LSI viser forbedret fluidtap ved hevede temperaturer. Andre systembegrensninger opptrer ved høyere temperaturer, særlig ikke-ioniske surfaktanter er ikke lenger en effektiv stabilisator over 105°C, hvilket resulterer i flokkulering av lateksen. Det ble funnet at ioniske surfaktanter og ionisk polymer Dl35 fortsatte å stabilisere polymerene over denne temperaturen. Et ytterligere problem opptrådte med xantangummien som også begynner å miste ytelse ved rundt 105-110°C hvilket forårsaker baryttnedsiging. Skleroglukanbiopolymer er stabil ved høyere temperaturer. 8 g/l skleroglukan (Biovis)/160 g/l API barytt-baserte systemer som inneholder SA og SBR lateks med forskjellige stabilisatorer ble varmvalset ved 120°C over natten (161). HPHT fluidtap ble målt ved 120°C før og etter aldring. Tabell 1 oppsummerer resultatene. Ingen baryttnedsiging ble observert i noen av systemene. I dette systemet er lateksen noe mindre påvirket enn SBR lateksen, hvilket er forventet fra deres relative ytelse ved temperatur.
Tabell 1: 30 minutt HPHT fluidtap etter aldring over natten (16 t) ved 120°C.
Eksemplene gitt så langt er for ferskvannsystemer. Lateksene er også stabile overfor tilsatt salt. Tester utført under nærvær av 5% KC1 eller NaCl viser ingen forskjeller fra resultatene vist ovenfor. Lateksen er også stabil i 25% CaCh saltvann.
Ytterligere tester ble utført for å evaluere formasjonsskader forårsaket av de nye additivene. Testfremgangsmåten som ble anvendt er beskrevet av L. J. Fraser, P. Reid, D. Williamson og F. Enriquez Jr. i: "Mechanistic investigation of the formation damaging characteristics of mixed metal hydroxide drill-in fluids and comparison with polymer-base fluids". SPE 30501, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, TX, USA, 22-25. oktober 1995.
Ved å følge den beskrevne fremgangsmåten ble en 25,4 mm diameter, 30 mm lang Clashach sandstenkjerne forhåndsmettet under vakuum med en syntetisk fossil grunnvannsformulering, gitt i Tabell 2.
Permeabiliteten overfor kerosen ble bestemt ved restvannmetning. 100 porevolumer kerosen (~350 g) ble oversvømmet gjennom kjernen ved maksimalt trykk anvendt i testen, 68,9 kPa (10 psi). Deretter ble strømningshastigheten bestemt for 3 pålagte trykk: 68,9, 34,5 og 13, 8 kPa (10, 5 og 2 psi). Kjernen ble deretter montert i en filtercelle og eksponert for borefluid i 4 timer ved 2068 kPa (300 psi) differensialtrykk, filtreringsretningen var motsatt av permeabilitets-strømretningen. Etter filtrering ble nivået av permeabilitetsskade bestemt. For å kvantifisere skaden, ble først opprensningstester utført ved å strømme kerosen gjennom ved 13,8, 34,5 og 68,9 kPa (2, 5 og 10 psi) og vente til likevektsstrømningshastigheter ble oppnådd før man gikk opp til neste trykk. Disse likevektsstrømningshastighetene ble sammenlignet med opprinnelige strømningshastigheter ved disse trykkene.
Deretter, etter opprensning ved 68,9 kPa (10 psi), ble trepunktspermeabiliteten igjen bestemt og en % oppnådd permeabilitet ble beregnet fra differansen mellom slutt- og begynnelsespermeabiliteten, % Kf/Ki.
Formasjonsskadetestene ble utført på karbonatballasterte borefluider. Basissystemet var 8 g/l skleroglukan (Biovis) og 360 g/l karbonat Idcarb 150. pH ble justert til 9 med NaOH. Til dette ble det tilsatt fluidtapsadditiver: enten PAC ved 5 g/l eller latekser LPF7528 eller LSI ved 3,5% aktiv, for forskjellige stabilisatorer: surfaktant SDS, AOT og den polymere stabilisatoren NPE ved 10% av latekskonsentrasjonen. Testene ble utført ved omgivelsestemperatur og ved 120°C. Tabell 3 oppsummerer ytelsen. Latekskombinasjonene viser hvor mye forbedret fluidtap som ble oppnådd i forhold til vanlig PAC polymer. Spesielt går det klart fram av Tabell 3 at PAC filtreringsytelsen blir signifikant redusert ved 120°C, mens lateksformuleringene holder seg effektive. SBR-lateksen gir tilsvarende permeabilitetsskade på PAC ved romtemperatur og forbedres ved hevet temperatur. SA type lateksene er svært lite skadelige, særlig i kombinasjon med den anioniske surfaktanten SDS, hvor permeabilitetene tilbake er ~90%. Polyanionisk stabilisator NPE er noe mer skadelig enn surfaktantstabilisatorene. Den enkle opprensningen bør også bemerkes, med SA latekser som oppnår høy opprensning ved lavt trykk. I de fleste tilfeller ble SA latekskaken rent fjernet fra kjerneoverflaten. SBR latekskakene var mer dispersive med tendens til små hull, på samme måte som filterkaker formulert med vanlige polymerer.
Claims (7)
1.
Fremgangsmåte for boring av et borehull hvori et vandig borefluid sirkuleres under boring, karakterisert ved at den innbefatter å sirkulere i nevnte borehull, med nevnte vandige borefluid, en effektiv mengde av et additiv bestående av en lateksforbindelse som er i det vesentlige uløselig og ikke-svellbar i borefluidet;
hvori den vandige sammensetningen omfatter suspenderte, finfordelte faste stoffer, som danner en filterkake på veggen av nevnte borehull, idet de finfordelte faste stoffene innbefatter leireaktig materiale; og lateksen utgjør i det minste del av filterkaken uten i vesentlig grad å undergå agglomerering, koagulering, tverrbinding eller vannindusert svelling.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at lateksen tjener som fluidtapsmiddel.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at lateksen tilsettes som en polymersuspensjon til borefluidet.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at lateksen tilsettes som en polymersuspensjon til borefluidet med en gitt partikkelstørrelse eller partikkelstørrelsesfordeling og i det vesentlige opprettholder nevnte partikkelstørrelse eller partikkelstørrelsesfordeling i borefluidet og som en avsetning i filterkaken.
5.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at opp til 20 volum-% av latekssuspensjonen tilsettes til nevnte vandige borefluid.
6.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at den vandige sammensetningen videre omfatter viskositetsmodifiserende additiver.
7.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at den videre omfatter trinnene: fremstilling av det vandige borefluidet; pumping av nevnte fluid gjennom en rørformet struktur med en borekone ved en bunnende; og retur av nevnte fluid gjennom et rin grom mellom rørstrukturen og veggen av borehullet til overflaten.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB9916264A GB2351986B (en) | 1999-07-13 | 1999-07-13 | Latex additive for water-based drilling fluids |
PCT/GB2000/002684 WO2001004232A1 (en) | 1999-07-13 | 2000-07-11 | Latex additive for water-based drilling fluids |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20020188D0 NO20020188D0 (no) | 2002-01-14 |
NO20020188L NO20020188L (no) | 2002-03-12 |
NO329490B1 true NO329490B1 (no) | 2010-10-25 |
Family
ID=10857063
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20020188A NO329490B1 (no) | 1999-07-13 | 2002-01-14 | Fremgangsmate for boring av et borehull med anvendelse av et lateksadditiv |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6715568B1 (no) |
EP (1) | EP1203059B1 (no) |
AT (1) | ATE313610T1 (no) |
AU (1) | AU780870B2 (no) |
CA (1) | CA2378952C (no) |
DE (1) | DE60025004T2 (no) |
DK (1) | DK1203059T3 (no) |
GB (1) | GB2351986B (no) |
NO (1) | NO329490B1 (no) |
WO (1) | WO2001004232A1 (no) |
Families Citing this family (44)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7271131B2 (en) | 2001-02-16 | 2007-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Fluid loss control and sealing agent for drilling depleted sand formations |
US6703351B2 (en) | 2000-06-13 | 2004-03-09 | Baker Hughes Incorporated | Water-based drilling fluids using latex additives |
US8053394B2 (en) | 2000-06-13 | 2011-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluids with redispersible polymer powders |
GB2378716B (en) * | 2001-08-08 | 2004-01-14 | Mi Llc | Process fluid |
US20050080176A1 (en) * | 2003-10-08 | 2005-04-14 | Robb Ian D. | Crosslinked polymer gels for filter cake formation |
GB2409690B (en) * | 2003-12-31 | 2006-10-25 | Schlumberger Holdings | Method for casing drilling |
US7607483B2 (en) | 2004-04-19 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions comprising colloidally stabilized latex and methods of using the same |
US7749943B2 (en) * | 2004-12-01 | 2010-07-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and drilling fluid systems and lost circulation pills adapted to maintain the particle size distribution of component latex particles before and after freezing of the latex particles in the presence of water |
US7488705B2 (en) | 2004-12-08 | 2009-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex |
US20070111900A1 (en) * | 2005-11-11 | 2007-05-17 | Reddy B R | Sealant compositions comprising solid latex |
US20070111901A1 (en) * | 2005-11-11 | 2007-05-17 | Reddy B R | Method of servicing a wellbore with a sealant composition comprising solid latex |
US8505629B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
US9006155B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
US9023150B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
US8950486B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use |
US8307899B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging and abandoning a well using compositions comprising cement kiln dust and pumicite |
US8281859B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size |
US8505630B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating spacer fluids and methods of use |
US8555967B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for evaluating a boundary between a consolidating spacer fluid and a cement composition |
US9051505B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
US8327939B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and rice husk ash and methods of use |
US9809737B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use |
US8522873B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
US8403045B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations |
US8609595B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for determining reactive index for cement kiln dust, associated compositions, and methods of use |
US9150773B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising kiln dust and wollastonite and methods of use in subterranean formations |
US9676989B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions comprising cement kiln dust and tire-rubber particles and method of use |
US8672028B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement |
GB2446400B (en) * | 2007-02-08 | 2009-05-06 | Mi Llc | Water-based drilling fluid |
GB0711621D0 (en) * | 2007-06-18 | 2007-07-25 | 3M Innovative Properties Co | Additive to reduce fluid loss for drilling fluids |
US7665523B2 (en) * | 2007-10-16 | 2010-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for treatment of well bore tar |
US9051508B2 (en) | 2007-10-16 | 2015-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preventing emulsification of crude oil in well bore treatment fluids |
MX2010012058A (es) | 2008-05-05 | 2010-12-17 | Mi Llc | Metodos y fluidos de orificio de pozo con base acuosa para reducir la perdida de fluido en el orificio del pozo y filtrar las perdidas. |
US20110168449A1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-07-14 | Dusterhoft Ronald G | Methods for drilling, reaming and consolidating a subterranean formation |
US20130217603A1 (en) * | 2012-02-17 | 2013-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of neutral-density particles to enhance barite sag resistance and fluid suspension transport |
AR092926A1 (es) * | 2012-10-11 | 2015-05-06 | Halliburton Energy Services Inc | Metodo para prevenir la emulsificacion del petroleo crudo en los fluidos de tratamiento del pozo de perforacion |
US10030192B2 (en) | 2013-11-04 | 2018-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Freeze/thaw stable latex emulsion for treatment of well bore tar |
CN107353884B (zh) * | 2017-05-31 | 2020-06-23 | 中国石油天然气集团公司 | 水平井水基钻井液固井用界面亲和剂 |
CN107573912B (zh) * | 2017-10-23 | 2020-03-31 | 中国石油大学(华东) | 泥饼弹性化剂、其制备方法与应用以及泥饼成型模拟方法 |
CN108384519A (zh) * | 2018-04-24 | 2018-08-10 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种钻井液用乳胶类润滑防塌剂 |
CN108587579B (zh) * | 2018-06-04 | 2021-03-12 | 北京奥凯立科技发展股份有限公司 | 钻井液用泥饼硬化增强剂 |
US11827732B2 (en) | 2021-02-04 | 2023-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Amphiphilic branched copolymer drilling additive |
WO2022170020A1 (en) | 2021-02-04 | 2022-08-11 | Saudi Arabian Oil Company | Branched block copolymer for enhanced oil recovery in sandstone formations |
WO2022169683A1 (en) * | 2021-02-04 | 2022-08-11 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling fluids and methods of making and use thereof |
Family Cites Families (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE201478C (no) | ||||
US4486316A (en) * | 1979-02-02 | 1984-12-04 | Nl Industries, Inc. | Borehole drilling fluid and method |
US4301016A (en) * | 1979-02-02 | 1981-11-17 | Nl Industries, Inc. | Borehole drilling fluid and method |
US4384096A (en) | 1979-08-27 | 1983-05-17 | The Dow Chemical Company | Liquid emulsion polymers useful as pH responsive thickeners for aqueous systems |
US4579669A (en) * | 1981-08-12 | 1986-04-01 | Exxon Research And Engineering Co. | High temperature drilling fluids based on sulfonated thermoplastic polymers |
DD201478B1 (de) * | 1981-08-21 | 1987-10-08 | Bruno Heyne | Bohrspuelung fuer tiefbohrungen |
US4385155A (en) | 1981-12-02 | 1983-05-24 | W. R. Grace & Co. | Method of preparing crosslinked poly(vinyl alcohol) |
US4425461A (en) * | 1982-09-13 | 1984-01-10 | Exxon Research And Engineering Co. | Drilling fluids based on a mixture of a sulfonated thermoplastic polymer and a sulfonated elastomeric polymer |
US4525522A (en) | 1982-09-13 | 1985-06-25 | Exxon Research And Engineering Co. | Drilling fluids based on sulfonated thermoplastic polymers having improved low temperature rheological properties |
GB2131067A (en) * | 1982-11-17 | 1984-06-13 | Doverstrand Ltd | Improvements in drilling fluids |
US4537688A (en) | 1983-11-02 | 1985-08-27 | Exxon Research And Engineering Co. | Low and high temperature drilling fluids based on sulfonated terpolymer ionomers |
US4740319A (en) | 1984-04-04 | 1988-04-26 | Patel Arvind D | Oil base drilling fluid composition |
GB8412423D0 (en) * | 1984-05-16 | 1984-06-20 | Allied Colloids Ltd | Polymeric compositions |
NL8402756A (nl) | 1984-09-10 | 1986-04-01 | Polysar Financial Services Sa | Verdikkingsmiddel. |
US4600515A (en) | 1984-09-12 | 1986-07-15 | National Starch And Chemical Corporation | Fluid loss control agents for drilling fluids containing divalent cations |
USRE33008E (en) * | 1985-04-04 | 1989-08-01 | Alco Chemical Corporation | Acrylic emulsion copolymers for thickening aqueous systems and copolymerizable surfactant monomers for use therein |
US4978461A (en) | 1986-09-02 | 1990-12-18 | Exxon Research And Engineering Company | Low and high temperature drilling fluids based on sulfonated terpolymer ionomers |
US5518996A (en) * | 1994-04-11 | 1996-05-21 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Fluids for oilfield use having high-solids content |
US5874495A (en) | 1994-10-03 | 1999-02-23 | Rhodia Inc. | Polymers useful as PH responsive thickeners and monomers therefor |
US5588488A (en) | 1995-08-22 | 1996-12-31 | Halliburton Company | Cementing multi-lateral wells |
US5913364A (en) * | 1997-03-14 | 1999-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing subterranean zones |
US6258757B1 (en) | 1997-03-14 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Water based compositions for sealing subterranean zones and methods |
US6184287B1 (en) * | 1999-01-26 | 2001-02-06 | Omnova Solutions Inc. | Polymeric latexes prepared in the presence of 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonate |
-
1999
- 1999-07-13 GB GB9916264A patent/GB2351986B/en not_active Expired - Fee Related
-
2000
- 2000-07-11 AT AT00948108T patent/ATE313610T1/de not_active IP Right Cessation
- 2000-07-11 WO PCT/GB2000/002684 patent/WO2001004232A1/en active IP Right Grant
- 2000-07-11 DE DE60025004T patent/DE60025004T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-07-11 DK DK00948108T patent/DK1203059T3/da active
- 2000-07-11 US US10/030,674 patent/US6715568B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-07-11 AU AU61681/00A patent/AU780870B2/en not_active Ceased
- 2000-07-11 EP EP00948108A patent/EP1203059B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-07-11 CA CA2378952A patent/CA2378952C/en not_active Expired - Fee Related
-
2002
- 2002-01-14 NO NO20020188A patent/NO329490B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2351986B (en) | 2002-12-24 |
ATE313610T1 (de) | 2006-01-15 |
CA2378952C (en) | 2010-03-30 |
DE60025004D1 (de) | 2006-01-26 |
US6715568B1 (en) | 2004-04-06 |
DE60025004T2 (de) | 2006-08-31 |
NO20020188D0 (no) | 2002-01-14 |
GB9916264D0 (en) | 1999-09-15 |
AU6168100A (en) | 2001-01-30 |
AU780870B2 (en) | 2005-04-21 |
EP1203059B1 (en) | 2005-12-21 |
CA2378952A1 (en) | 2001-01-18 |
EP1203059A1 (en) | 2002-05-08 |
GB2351986A (en) | 2001-01-17 |
NO20020188L (no) | 2002-03-12 |
DK1203059T3 (da) | 2006-04-18 |
WO2001004232A1 (en) | 2001-01-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO329490B1 (no) | Fremgangsmate for boring av et borehull med anvendelse av et lateksadditiv | |
AU2007222983B2 (en) | Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof | |
EP1991633B1 (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
US6889766B2 (en) | Methods for passing a swelling agent into a reservoir to block undesirable flow paths during oil production | |
US9644129B2 (en) | High-pressure/high-temperature solids-free fluid system for drilling, completing and repairing petroleum and gas wells | |
US4321968A (en) | Methods of using aqueous gels | |
US4726906A (en) | Polymers for use as filtration control aids in drilling muds | |
EA022202B1 (ru) | Способы и скважинные флюиды на водной основе для уменьшения поглощения скважинного флюида и поглощения фильтрата | |
NO322743B1 (no) | Fremgangsmate for a forbedre fluidtapskontroll i underjordisk formasjon | |
NO309995B1 (no) | Fluid for anbringelse av grus, samt fremgangsmÕte for Õ forhindre fluidtap ved anbringelse av en gruspakke | |
US11268006B2 (en) | Crosslinked polymer compositions and methods for use in subterranean formation operations | |
WO2008096147A1 (en) | Water-based drilling fluid | |
EP2075300A1 (en) | Wellbore fluid | |
NO20171209A1 (en) | Crosslinked polymer compositions with two crosslinkers for use in subterranean formation operations | |
US20210062064A1 (en) | High temperature treatment fluid with nanocellulose | |
EP1128021B1 (en) | Solids-free viscous fluids | |
OA11828A (en) | Aphron-containing aqueous well drilling and servicing fluids. | |
NO20171211A1 (en) | Crosslinked polymer compositions for use in subterranean formation operations | |
US11230911B2 (en) | Wellbore servicing fluid and methods of making and using same | |
EP2048215A1 (en) | Technology useful in wellbore fluids | |
Ballard et al. | Reservoir drilling fluids: An overview of current technology and new potential developments |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |