NO329578B1 - Invert emulsjon-bronnborings- og vedlikeholdsfluid, og fremgangsmate for a forsterke den termiske stabilitet derav - Google Patents
Invert emulsjon-bronnborings- og vedlikeholdsfluid, og fremgangsmate for a forsterke den termiske stabilitet derav Download PDFInfo
- Publication number
- NO329578B1 NO329578B1 NO19992289A NO992289A NO329578B1 NO 329578 B1 NO329578 B1 NO 329578B1 NO 19992289 A NO19992289 A NO 19992289A NO 992289 A NO992289 A NO 992289A NO 329578 B1 NO329578 B1 NO 329578B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- aqueous phase
- polyethylene glycol
- present
- fluid
- phase
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 105
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 24
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 title claims description 12
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 title claims description 4
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 50
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 37
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 37
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 31
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 28
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 10
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 7
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 5
- GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N (3e,6e)-deca-3,6-diene Chemical compound CCC\C=C\C\C=C\CC GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N 0.000 claims description 4
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 4
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 claims description 4
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 claims description 3
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 34
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 6
- -1 halide salts Chemical class 0.000 description 6
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 5
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 5
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 4
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 4
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 4
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 4
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 3
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 3
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000008384 inner phase Substances 0.000 description 3
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 3
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 3
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 2
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical class CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000004423 acyloxy group Chemical group 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 2
- 229930182470 glycoside Natural products 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L hectorite Chemical compound [Li+].[OH-].[OH-].[Na+].[Mg+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O[Si]([O-])(O1)O[Si]1([O-])O2 KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000008385 outer phase Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 description 2
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 2
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 2
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 2
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 2
- 230000001988 toxicity Effects 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
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- RVGRUAULSDPKGF-UHFFFAOYSA-N Poloxamer Chemical compound C1CO1.CC1CO1 RVGRUAULSDPKGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002594 Polyethylene Glycol 8000 Polymers 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N ethene;prop-1-ene Chemical group C=C.CC=C HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000009313 farming Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 1
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 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
- 230000005923 long-lasting effect Effects 0.000 description 1
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 239000002932 luster Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 description 1
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 description 1
- 238000011085 pressure filtration Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M sodium fluoride Chemical compound [F-].[Na+] PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical class [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Polyethers (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Bakgrunn for o<p>pfinnelsen
Denne oppfinnelsen vedrører invert oljeemulsjon-brønnborings- og -vedlikeholdsfluider. Spesielt vedrører oppfinnelsen invert oljeemulsjon-brønnborings- og -vedlikeholdsfluider hvori den indre vandige fasen inneholder et vannoppløselig polyglykol oppløst deri, idet fluidene har gode anti-bunnfellingsegenskaper som vist ved en forhøyet viskositet ved lav skjaerhastighet. Oppfinnelsen vedrører også en fremgangsmåte for å forsterke den termiske stabilitet av slike fluider.
Som vel kjent på området er invertert emulsjon olje-baserte brønnborings- og -vedlikeholdsfluider, generelt betegnet "slam", vann-i-olje emulsjoner som typisk inneholder et organofilt leire-viskositetsforbedrer/suspensjon-additiv og et vektmiddel. Vannfasen er vanligvis en oppløsning av et salt slik som kalsiumklorid eller natrium-klorid, hvis konsentrasjon vanligvis er innstilt slik at den vandige aktiviteten til fluidet er lik eller mindre enn den vandige aktiviteten til undergrunnsformasjonene som er i kontakt med fluidene. Dette minimaliserer overføring av vann til vannfølsomme formasjoner og opprettholder et stabilt borehull.
Den inverterte emulsjonen er vanligvis stabilisert med et "primært emulgeringsmiddel", ofte en fettsyre eller salt derav, mens vektmaterialet og faststoffene som fluidet krever under bruk er gjort olje-våte og er dispergert i fluidet med et "sekundært emulgeringsmiddel", typisk et sterkt fuktemiddel slik som polyamid, amido-amin (delvis amid av et polyamin) o.l.
I de senere år har miljømessige anliggender i forhold til effekten av invert emulsjon-fluider på plante- og dyreliv ført til utvikling av mer miljøvennlige fluider. Den oljeaktige ytre fasen av fluidene kan således være en såkalt ikke-toksisk og/eller biologisk nedbrytbar hyd roka rbonolje med lavt aromatisk innhold, en ester, en eter, et syntetisk hydrokarbon slik som et polyalfaolefin, et indre olefin o.l. Den indre fasen omfattende vandige oppløsninger av kalsiumklorid og/eller andre halogenidsalter er imidlertid toksiske overfor planteliv.
Bekymring er blitt uttrykt av miljøvernforkjempere og andre med hensyn til muligheten for forurensning av vannforsyninger i undergrunnen, skade av jordens produktivitet og redusert kvalitet av overflatevann. Pa en konferanse sponset av Environmental Protection Agency i mai 1975 i Houston, Texas ble det diskutert virkningene av både teknikker og kjemikalier som benyttes i borefluider og deres virkning på miljøet. Utsiktene for avhending på fyllplasser av oljebaserte borefluider var ikke gode. Slike slam var ment å være toksiske og virkningene langvarige. Den toksiske virkningen av oljebaserte slam på jorden var ment å være iboende i de anvendte kjemikalier. Kjente oljebaserte borefluider som benytter en indre kalsiumkloridfase har således skadelige miljømessige konsekvenser når de benyttes for boreoperasjoner på land.
Foretrukket kan landbasert dyrking benyttes for å avhende både borefluider og borekaks produsert ved en boreoperasjon på land, og det landbaserte gårdsbruket vil ideelt sett være lokalisert nær stedet for boreoperasjonen. Det skal erkjennes at borekaks inneholder en mengde borefluider. Ved landbasert dyrking vil de brukte borefluider og borekaks spres over et stort landområde og pløyes inn i grunnen ved anvendelse av standard agrikulturelle metoder. Borefluider som benytter kloridoppløsninger i sine indre faser har imidlertid vist seg å være for toksiske til å avhendes ved landbasert dyrking på en akseptabel måte.
Miljømessige reguleringer begrenser også konsentrasjonen av halogenider, nitrater, sulfater og fosfater i borefluider som benyttes for boreoperasjoner på land. Det er således et behov for oljebaserte borefluider som har en sammensetning som vil imøtekomme miljømessige reguleringer og som vil være miljømessig forenlige med av-hendingsmetoder på land.
Teknikkens stilling
US-patent 5.072.794 (Hale et al.) og US-patent 5.198.416 (Hale et al.) omhandler invert emulsjon-borefluider hvor den indre vandige fasen inneholder minst omtrent 30 vekt% av den indre fasen av en alkohol inneholdende mindre enn 8 hydroksylgrupper og mindre enn 16 karbonatomer.
US-patent 5.633.220 (Cawiezel et al.) omhandler invert emulsjon-fraktureringsfluider hvor den indre fasen kan være glykoler slik som etylenglykol, dietylenglykol, propylen-glykol, dipropylehglykol o.l.
US-patent 5.057.234 (Bland et al.) omhandler saltoppløsning-i-glykol emulsjoner hvor den indre fasen er en saltoppløsning og den ytre fasen er et ikke-hydrokarbon, ikke-mineralolje, glykol som ikke er oppløselig i den vandige fasen. De foretrukne glykoler er valgt fra gruppen bestående av polypropylenglykoler, polypropylenglykoletere og polymere propylenoksydaddukter av alkoholer, som har molekylvekter fra omtrent 60 til 1000, mest foretrukket omtrent 250 til 1000. Inkludert er kondensater av propylenoksyd og eventuelt etylenoksyd med alkoholer.
US-patent 4.425.241 (Swanson) omhandler anvendelsen av et polyetylenglykol som har en molekylvekt fra omtrent 6000 til omtrent 20000 i forbindelse med minst ett vanndispergerbart polymert viskositetsforbedrende middel for å redusere filtrattapet fra vannbaserte boreslam, særlig i sterke saltoppløsningsmiljøer.
US-patent 4.830.765 (Perricone et al.) og US-patent 4.941.981 (Perricone et al.) omhandler anvendelse av en vannoppløselig komponent valgt fra gruppen bestående av flerverdige alkoholer, glykol, glykoletere, polypropylenglykoler, polyetylenglykoler, etylenoksyd-propylenoksyd-kopolymerer ("EO-PO"), alkohol-initierte EO-PO kopolymerer, og blandinger derav i vannbaserte borefluider.
US-patent 5.710.110 (Cooperman et al.) tilveiebringer en omfattende bakgrunn med hensyn til egenskapene og anvendelsene av borefluider og omhandler sammensetning-er og metoder for forbedring av anti-bunnfellingsegenskapene til borefluider ved å øke viskositeten ved lav skjærhastighet for slike fluider.
US-patent 5.470.822 (Younes) omhandler invert emulsjon-fluider hvori den ytre (kontinuerlige) fasen omfatter en polymer eller blanding av polymerer, idet hver polymer har en polyoksyalkylenkjerne med 2 til 3 endegrupper idet hver endegruppe er valgt fra gruppen bestående av hydroksyl, C6-c30 acyloksy og C6-C30 alkanamido, med den betingelse at 50% eller mer av det totale antall endegrupper er C6-C30 acyloksy og/eller C6-C30 alkanamider. Polyoksyalkylenkjernen har en gjennomsnittlig molekylvekt fra omtrent 150 til omtrent 1500.
US-patent 5.494.120 (Hale et al.) omhandler anvendelsen av metylglykosidopp-løsninger som den indre fasen av invertert oljeemulsjon-brønnboringsfluider.
US-patent 5.710.107 (Walker) omhandler anvendelsen av alkylglykosidoppløsninger som den indre fasen av invertert oljeemulsjon-brønnboringsfluider.
Oppsummering av oppfinnelsen
Det primære formål for den foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe et invert oljeemulsjon-brønnborings- og -vedlikeholdsfluid, og en fremgangsmåte for anvendelse derav, som inneholder intet oppløst vannoppløselig salt i den indre vandige fasen, og som utviser forbedrede anti-bunnfellingsegenskaper som vist ved den forhøyede viskositet ved lav skjærhastighet derav. I tillegg utviser fluidene i henhold til oppfinnelsen redusert toksisitet når sammenlignet med invert emulsjon-fluider inneholdende uorganiske salter, og generelt redusert viskositet ved høy skjærhastighet. Fluidene er således karakterisert som å ha utmerkede skjærfortynnende egenskaper som omhandlet i det etterfølgende og forbedret termisk stabilitet.
Oppfinnelsen tilveiebringer også en metode for å øke den termiske stabiliteten til en vann-i-olje-emulsjon-brønnborings- og -vedlikeholdsfluid som omfatter å oppløse i den vandige fasen av fluidet et polyetylenglykol i en mengde som er tilstrekkelig til å øke viskositeten ved lav skjærhastighet og skjærfortynningsindeksen (Shear Thinning Index) til fluidet ved oppvarming av fluidet ved forhøyede temperaturer.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører således et invert emulsjon-brønnborings- og -vedlikeholdsfluid, kjennetegnet ved at det omfatter en kontinuerlig oljefase og en indre vandig fase,
idet den kontinuerlige oljefase og den indre vandige fase er tilstede i et volumforhold av kontinuerlig oljefase til indre vandig fase på 40:60 til 95:5;
idet den kontinuerlige oljefase er en ikke-toksisk og/eller biologisk nedbrytbar hydro-karbonolje valgt fra estere, etere, syntetiske hydrokarboner og indre olefiner;
idet den vandige fasen omfatter en oppløsning av en polyetylenglykol oppløst i vann, idet polyetylenglykolen er tilstede i den vandige fasen i en konsentrasjon på 5 til 40 vekt% med hensyn til den vandige fasen; og
idet fluidet videre omfatter ett eller flere emulgeringsmidler; hvori: emulgeringsmidlet er tilstede i en mengde som er effektiv til å dispergere den vandige fasen i den kontinuerlige oljefase,
polyetylenglykolen har en molekylvekt på minst 500, og
den vandige fasen inneholder ingen oppløselige salter oppløst deri.
Andre utførelsesformer av invert emulsjon-brønnborings- og -vedlikeholdsfluidet i henhold til oppfinnelsen fremgår av kravene 2 til 5.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører også en fremgangsmåte for å forsterke den termiske stabilitet av et vann-i-olje emulsjon brønnborings- og vedlikeholdsfluid, kjennetegnet ved at fluidet omfatter en kontinuerlig ytre oljefase og en indre vandig fase emulgert den, idet fluidet er i samsvar med den inverte emulsjonen i henhold til oppfinnelsen.
Andre utførelsesformer av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen fremgår av kravene 7 til 13.
Mens oppfinnelsen er mottakelig for ulike modifikasjoner og alternative former, vil spesielle utførelsesformer av denne beskrives i det etterfølgende i detalj og vises gjennom eksempel. Det skal imidlertid forståes at dette ikke er ment å begrense oppfinnelsen til de spesielle former som er omhandlet, men at oppfinnelsen tvert imot skal dekke alle modifikasjoner og alternativer som faller innenfor rammen av oppfinnelsen slik den uttrykkes i de ledsagende krav.
Sammensetningene kan omfatte, bestå hovedsakelig av eller bestå av de angitte materialer. Fremgangsmåten kan omfatte, bestå hovedsakelig av eller bestå av de angitte trinn med de angitte materialer.
Beskrivelse av foretrukne utførelsesformer
Søkerne har funnet at anvendelsen av vannoppløselige polyetylenglykoler som har en molekylvekt høyere enn 500 oppløst i den vandige fasen av invert oljeemulsjon-brønnborings- og -vedlikeholdsfluider tilveiebringer visse fordeler når sammenlignet med tidligere kjente fluider. Fjerning av det vannoppløselige salt oppløst i den indre vandige fasen reduserer toksisiteten til fluidene. Samtidig reduserer polyetylenglykolen den vandige aktiviteten til fluidet og gjør det således mulig å variere den vandige aktiviteten, som ønsket og som den vandige aktiviteten til formasjonene som er i kontakt med fluidet tilsier, ved å variere konsentrasjonen av polyetylenglykolen i den indre vandige fasen. Polyetylenglykolen meddeler utmerkede anti-bunnfellingsegenskaper til fluidet som vist ved den forhøyede viskositet ved lav skjærhastighet og den forbedrede skjærfortynningsindeks til fluidet.
Dessuten er fluidene mer termisk stabile enn tidligere kjente fluider som inneholder høye konsentrasjoner av vannoppløselige salter oppløst i den indre vandige fasen som vist ved endringen i viskositeten ved lav skjærhastighet og skjærfortynningsindeksen til fluidene ved oppvarming ved forhøyede temperaturer.
Fluidene i henhold til oppfinnelsen har utmerkede skiferstabiliserende egenskaper som vist ved skiferstabilitetsindeksen (Shale Stability Index) til fluidene. Dessuten menes det at polyetylenglykolen vil tilveiebringe skiferstabiliserende egenskaper ved adsorp-sjon på skifer i det tilfellet at den vandige fasen er i kontakt med en skiferholdig under-grunnsformasjon.
Additiver som for tiden er tilgjengelig i industrien slik som emulgeringsmidler, fukte-midler, vektmidler, additiver for kontroll av filtreringstap, dispergeringsmidler o.l. er anvendelige i de nye fluidsystemene i henhold til oppfinnelsen.
Oljer til bruk i oppfinnelsen er ikke-toksiske og/eller biologisk nedbrytbare hydro-karbonoljer valgt fra estere, etere, syntetiske hydrokarboner og indre olefiner. Særlig er oljen en kjent oljeaktig væske, har et høyt flammepunkt og er en syntetisk ester, syntetisk eter, syntetisk hydrokarbon slik som indre olefiner, polyalfaolefiner eller lignende. Foretrukket er miljømessig akseptable oljer med lav toksisitet.
De emulgeringsmidler som er anvendbare i denne oppfinnelsen kan være de samme emulgeringsmidler som generelt anvendes i vann-i-olje inverte borefluider. Disse inkluderer de ulike fettsyresåper inkluderende oksyderte talloljesåper, foretrukket kalsiumsåpene enten de er forhåndsdannet eller fremstilt in-situ i fluidet, polyamider, alkylamidoaminer, imidazoliner, alkylsulfonater, fettacylestere, lecitin o.l. Disse inkluderer såkalte primære emulgeringsmidler og sekundære emulgeringsmidler. Se f.eks. de følgende US-patenter: 2.876.197, 2.994.660, 2.962.881, 2.816.073, 2.793.996, 2.588.808, 3.244.638, 4.504.276, 4.509.950, 4.776.966 og 4.374.737.
Vektmidler som er kjent på området kan innlemmes i fluidene i henhold til denne oppfinnelsen. Eksempler på vektmidler eller vektmaterialer inkluderer baritt, blyglans, ilmenitt, jernoksyd, sideritt, kalsitt o.l.
Ethvert av de typisk anvendte suspensjonsmidler som er kjent i industrien kan benyttes. Det foretrukne suspensjonsmiddel er en organofil leire (organoleire). Eksempler på organoleirer er angitt i de følgende US-patenter: 2.531.427, 2.966.506, 4.105.578 og 4.208.218. US-patent 5.021.170 omhandler blandinger av en organoleire og en sulfonert etylen/propylen/5-fenyl-2-norboren-terpolymer. Foretrukne organoleirer er dimetyldi(alkyl)ammoniumbentonitt; dimetyldi(alkyl)ammoniumhektoritt, metylbenzyl-di(alkyl)ammoniumhektoritt og blandinger derav.
Ethvert av de typisk anvendte additiver for regulering av filtreringstap som er kjent i industrien kan benyttes, slik som gilsonitt, asfalt, oksydert asfalt, organofile lignitter o.l. Eksempler på organofile lignitter er angitt i de følgende US-patenter: 3.168.475 (Jordan et al.), 3.379.650 (Beasley et al.), 3.494.865 (Andrews et al.), 4.421.655 (Cowan), 4.597.878 (House et al.) og 4.853.465 (Cowan et al.).
Ulike andre kjente additiver kan også benyttes i fluidene i henhold til oppfinnelsen, om nødvendig eller ønsket. F.eks. andre oljefuktemidler, korrosjonsinhiberende midler, avleiringshemmende midler og andre vanlige additiver.
De vannoppløselige polyetylenglykoler som er anvendbare i fluidene i henhold til denne oppfinnelsen har en molekylvekt på minst 500, foretrukket minst omtrent 1000 og mest foretrukket i området fra omtrent 1000 til 10000.
Konsentrasjonen av polyetylenglykoler som er tilstede i den vandige fasen vil være tilstrekkelig til å øke viskositeten ved lav skjærhastighet av fluidet, å øke skjærfortynningsindeksen til fluidet og til å øke den termiske stabiliteten til fluidet. En konsentrasjon fra 5% til 40% av den kombinerte vekten av vann og polyetylenglykol i den vandige fasen vil være tilstrekkelig, foretrukket fra 7,5% til 35% og mest foretrukket fra 10% til 30%.
Det er velkjent at visse biopolymerholdige fluider på vandig basis er skjærfortynnende, idet de utviser en høy viskositet ved lav skjærhastighet og en lav viskositet ved høy
skjærhastighet. En viskositet ved nær null skjærhastighet (0,06 til 0,11 sek"<1>) tilveiebringer en tallverdi relatert til evnen til et fluid til å suspendere partikler eller borekaks under statiske betingelser. Motsatt relaterer viskositet målt ved skjærhastigheter over 20 sek"<1> til hullrengjøringskapasiteten til et fluid under nngrom-strømningsbetingelser. Slike fluider er i fremragende grad blitt anvendt på vellykket måte ved høyvinkelboring og horisontal boring. Se f.eks. (1) "Drill-In Fluids Improve High-Angle Well
Production", Supplement to Petroleum Engineer International, March, 1995, p. 5-11, og (2) "Soluble Bridging Particle Drilling System Generates Successful Completions in Unconsolidated Sand Reservoirs", J. Dobson og D. Kayga, presentert på 5th International Conference on Horizontal Well Technology, Amsterdam, Nederland, 14-16 juli 1993.
Som omhandlet i Cooperman et al. US-patent nr. 5.710.110 er disse egenskapene også ønskelige i fluider på oljebasis. Polyetylenglykolene omhandlet heri øker viskositeten ved lav skjærhastighet (low shear rate viscosity, LSRV) og øker skjærfortyn-ningsegenskapene til invert emulsjon-fluidene i henhold til oppfinnelsen.
Skjærfortynningsindeksen (STI) omhandlet heri for bestemmelse av skjærfortynnings-egenskapene til fluidene beregnes ved anvendelse av formelen
hvor tallskiveavlesningen (Dial Reading) oppnås ved anvendelse av et viskosimeter av Fann-typen som angitt i API Recommended Practice 13 B-l. STI kan således lett bestemmes av de fagkyndige på området.
LSRV og STI til fluidene i henhold til oppfinnelsen bør være henholdsvis minst 10.000 centipoise og 10, foretrukket henholdsvis minst 20.000 centipoise og 15, og mest foretrukket henholdsvis minst 30.000 centipoise og 20.
Fluidene kan fremstilles som på vanlig måte på området. Polyglykolen kan således tilsettes til invert emulsjon-fluidet og deretter oppløses i den vandige fasen, eller polyetylenglykolen kan oppløses i den vandige væsken før emulgering i oljen. Generelt dispergeres suspensjonsadditivet i den oljeaktige fasen etterfulgt av emulgeringsmidlene før tilsetningen av den vandige væsken.
Fluidene i henhold til oppfinnelsen har et olje-til-vann (O/V eller olje:vann) volumforhold fra 40:60 til 95:5, foretrukket fra 60:40 til 95:5, og mest foretrukket fra 60:40 til 85:15.
Oppfinnelsen vil forståes i lys av de etterfølgende spesifikke eksempler som kun er illustrerende og ikke skal oppfattes som å være begrensende for oppfinnelsen på noen som helst måte, noe som vil være åpenbart for de fagkyndige på området. 1 eksemplene og beskrivelsen kan de følgende forkortelser benyttes: API = American Petroleum Institute; m<3> = kubikkmeter; °C = grader Celsius; (°F = grader Fahrenheit); % = prosent; kg/m<3> = kilo pr. kubikkmeter; PV = API plastisk viskositet i centipoise; YP = API flytegrense i pund pr. 100 kvadratfot (1 pund per 100 kvadratfot = 0,4788 Pa); 10710' geler = 10 sekund/10 minutt gelstyrker i pund pr. 100 kvadratfot (1 pund per 100 kvadratfot = 0,4788 Pa); STI = skjærfortynningsindeks; LSRV = Brookfield viskositet ved lav skjærhastighet ved 0,3 omdreininger pr. min., 0. 06 sek"<1> i centipoise; SSI = skiferstabilitetsindeks; PEG = polyetylenglykol; M.V. = molekylvekt; vol. = volum; O/V = olje/vann forhold, volum/volum; ml = milliliter; g = gram; cp = centipoise; opm = omdreininger pr. min.; ES = emulsjonsstabilitet i volt; psi = pund pr. kvadrattomme; mm = millimeter; pvc = polyvinylklorid; HTHP = høy-temperatur- og høyttrykk-filtreringstap ved 65,6°C (150°F) i millimeter (1 pund per kvadrattomme = 6,895 x IO<3>Pa).
Den plastiske viskositeten, flytegrensen og gelstyrkene ble oppnådd ved hjelp av prosedyrene angitt i APFs Recommended Practice 13B-1. LSRV ble oppnådd for fluidene ved anvendelse av et Brookfield Model LVTDV-I viskosimeter med en nummer 2 eller 3 spindel ved 0,3 omdreininger pr. min. (skjærhastighet på 0,063 sek"<1>). LSRV er betegnende for suspensjonsegenskapene til fluidet, desto større LSRV desto bedre er suspensjonen av faststoffer i fluidet. Skiferstabilitetsindeksen oppnås ved anvendelse av den følgende prosedyre:
Fremstilling av skiferkierne:
1. 10,0 g salt tilsettes til 300 ml vannledningsvann i en Waring blander og omrøres inntil det er oppløst.
2. 100,0 g Pierre skifer tilsettes til NaCI-slurryen.
3. Slurryen underkastes skjærkraft på Waring blanderen i 4 min.
4. Det settes opp en dobbeltsidig sementcelle med filterpapir og en grov sikt. Slurryen helles i cellen og et stempel anbringes på slurryen. Cellen anbringes i en HTHP varmekappe ved romtemperatur og 6,895 x IO<6> Pa (1000 psi) anbringes til
slurryen for å filtrere væskedelen. Cellen må forbli på i minimum 48 timer.
5. Den rekonstituerte skiferkjernen fjernes fra cellen. Kjernen brytes ned til prøver på 19,0 og 19,5 g. 6. Et lite stykke filterpapir anbringes på begge sider av skiferen i en Carver press-dyse-sammenstilling og deretter utføres pressing ved 137,9 x IO<6> Pa (20.000 psi). Kjernen fjernes fra sammenstillingen og anbringes i 2,86 cm (1 1/8 tomme)
pvc-plugger (kjerneholder).
7. Kjernen presses inn i pvc-pluggene på Carver-pressen ved 6,895 x IO<6> Pa (1000 psi).
8. Overskudd av skifer skrapes av toppen av kjernene.
9. Skiferkjernene anbringes i en ovn ved 65,6°C (150°F) i 4 timer.
10. Kjernene anbringes i en eksikator inneholdende mettet natriumformiat med en relativ fuktighet mellom 60% og 63%. Prøvene holdes i eksikatoren i minimum
48 timer.
SSI- verdier:
1. Skiferkjernene fjernes fra eksikatoren og anbringes på basisen til et penetro-meter. Konusen og dybdemåleren til penetrometeret senkes 38 mm (380 rds) til nær toppen av kjerneprøven. Det benyttes et UNIVERSAL PRECISION penetro-meter med en 45 g konus med bredde 25 mm og lengde 2,77 mm. 2. Konusen innstilles med justeringsskrue-sammenstillingen slik at den blir i plan med overflaten til kjernen. Skifer nullstilles nå med konusen. Konusen og
dybdemåleren heves til toppstillingen.
3. Armen (clutch'en) frigjøres deretter, idet konusen faller. Dybdemåleren senkes inntil måleren stanser og tallskiveavlesningen registreres. Denne prosedyren gjentas to ganger til, og gjennomsnittet av de tre tallskiveavlesningene beregnes.
Dette er den initiale penetrasjonsdybden.
4. Det fremstilles en fluidprøve.
5. Kjerneprøven festes til et beholderdeksel med silikon og lagres minimum 15 min.
for at silikonet skal herde. 6. Fluidprøven tilføres til en beholder og beholderdekselet med kjernen skrus tett på.
Beholderen anbringes i en rulleovn ved 65,6°C (150°F) i 16 timer.
7. Prøven fjernes fra rulleovnen og holdes vendt opp-ned slik at skiferen forblir ned-dykket i fluidene inntil prøvene er avkjølt. 8. Beholderdekselet med den festede kjernen anbringes på basisen av penetrometeret. Et papirhåndkle benyttes for å suge opp eventuelt overskudd av fluid
oppå kjerneprøven.
9. Trinnene 1-3 gjentas for å bestemme den endelige penetrasjonsdybde.
10. Formelen for SSI-verdier er som følger:
MERK: 210 er penetrasjonsdybden oppnådd ved behandling av kjerneprøven i avionisert vann.
Eksempel 1
Invert oljeemulsjon-fluider ble fremstilt med en oljeaktig indre olefin-kontinuerlig fase, en dispergert emulgert vannfase og kommersielt tilgjengelig organofil leire-suspensjonsmiddel/viskositetsforbedrende middel, emulgeringsmidler, kalk og baritt. Fluidene hadde den sammensetning som er angitt i tabell 1. Den vandige fasen inneholdt de konsentrasjoner av polyetylenglykol som er angitt i tabell 1. Molekyl-vekten til de evaluerte polyetylenglykoler er angitt i tabell 1. For sammenlignings-formål ble det fremstilt et fluid hvori den vandige fasen inneholdt 28 vekt% kalsiumklorid (10,5 ppg oppløsning).
Fluidene ble evaluert med hensyn på API reologi, viskositet ved lav skjærhastighet, emulsjonsstabilitet og skiferstabilitetsindeks. De oppnådde data er angitt i tabell 1.
Eksempel 2
Invert oljeemulsjon-fluider ble fremstilt med en oljeaktig indre olefin-kontinuerlig fase som i eksempel 1. Konsentrasjonene av emulgeringsmidlene ble variert som angitt i tabell 2. Den vandige fasen var en oppløsning inneholdende 12,5 vekt% av et polyetylenglykol med molekylvekt 8000. De oppnådde data er angitt i tabell 2.
Eksempel 3
Det ble fremstilt fluider som i eksempel 1 og disse ble evaluert med hensyn på API reologi ved 48,9°C (120°F) og viskositet ved lav skjærhastighet. De oppnådde data er angitt i tabell 3A. Deretter ble fluidene varmrullet ved 65,6°C (150°F) i 16 timer, av-kjølt og evaluert med hensyn på API reologien ved 48,9°C, viskositeten ved lav skjærhastighet, emulsjonsstabiliteten, skiferstabilitetsmdeksen og API filtreringstapet ved høy temperatur og høyt trykk (1,034 x IO<6> Pa (500 psi) differensial) gjennom en 5 mikrometer skive som er mettet med oljen. De oppnådde data er angitt i tabell 3B. Sammenligning av viskositeten ved lav skjærhastighet og skjærfortynningsindeksen til fluidene før og etter varmrulling ved 65,6°C illustrerer den forbedrede termiske stabilitet til fluidene i henhold til oppfinnelsen og eksemplifiserer fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen.
Tabell 1
Fluidsammensetnina: 225,4 ml Biobase indre olefin, 6 g Synvert organofil leire-viskositetsforbedrende middel, 5,5 ml Synvert I emulgeringsmiddel, 3,7 ml Synvert II oljefuktemiddel, 3 g FLG additiv mot filtreringstap, 65,1 ml indre vandig fase, 4 g kalk og 250 g baritt.
Tabell 2
Fluidsammensetnina: 225,4 ml Biobase indre olefin, 6 g Synvert organofil leire-viskositetsforbedrende middel, angitte konsentrasjoner av Synvert I, Synvert II og Conditioner, 3 g FLG additiv mot filtreringstap, 65,1 ml av 12,5 vekt% vandig PEG 8000 oppløsning, 4 g kalk og 250 g baritt.
Claims (13)
1. Invert emulsjon-brønnborings- og -vedlikeholdsfluid,
karakterisert ved at det omfatter en kontinuerlig oljefase og en indre vandig fase,
idet den kontinuerlige oljefase og den indre vandige fase er tilstede i et volumforhold av kontinuerlig oljefase til indre vandig fase på 40:60 til 95:5;
idet den kontinuerlige oljefase er en ikke-toksisk og/eller biologisk nedbrytbar hyd roka rbonolje valgt fra estere, etere, syntetiske hydrokarboner og indre olefiner; idet den vandige fasen omfatter en oppløsning av en polyetylenglykol oppløst i vann, idet polyetylenglykolen er tilstede i den vandige fasen i en konsentrasjon på 5 til 40 vekt% med hensyn til den vandige fasen; og
idet fluidet videre omfatter ett eller flere emulgeringsmidler; hvori: emulgeringsmidlet er tilstede i en mengde som er effektiv til å dispergere den vandige fasen i den kontinuerlige oljefase, polyetylenglykolen har en molekylvekt på minst 500, og den vandige fasen inneholder ingen oppløselige salter oppløst deri.
2. Fluid som angitt i krav 1, hvori polyetylenglykolen er tilstede i den vandige fasen i en konsentrasjon fra 7,5 til 35 vekt%.
3. Fluid som angitt i krav 1, hvori polyetylenglykolen er tilstede i den vandige fasen i en konsentrasjon fra 10 til 30 vekt%.
4. Fluid som angitt i krav 1, 2 eller 3, hvori den kontinuerlige oljefase er tilstede i et volumforhold til den indre vandige fase fra 60:40 til 85:15.
5. Fluid som angitt i krav 1, 2 eller 3, hvori polyetylenglykolen har en molekylvekt fra 500 til 10 000.
6. Fremgangsmåte for å forsterke den termiske stabilitet av et vann-i-olje emulsjon brønnborings- og vedlikeholdsfluid,
kakterisert ved at fluidet omfatter en kontinuerlig ytre oljefase og en indre vandig fase emulgert deri, idet fluidet er i samsvar med den inverte emulsjonen angitt i ett av kravene 1 til 5.
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, hvori polyetylenglykolen er oppløst i den vandige fase før emulgering av den vandige fase i oljen.
8. Fremgangsmåte som angitt i krav 6 eller 7, hvori polyetylenglykolen er tilstede i den vandige fase i en konsentrasjon fra 7,5 til 35 vekt% og hvori den kontinuerlige oljefase er tilstede i et volumforhold til den indre vandige fase fra 60:40 til 85:15.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 6 eller 7, hvori polyetylenglykolen er tilstede i den vandige fase i en konsentrasjon fra 10 til 30 vekt% og hvori den kontinuerlige oljefase er tilstede i et volumforhold til den indre vandige fase fra 60:40 til 85:15.
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 6 eller 7, hvori polyetylenglykolen er tilstede i den vandige fase i en konsentrasjon fra 7,5 til 35 vekt% og hvori polyetylenglykolen har en molekylvekt fra 500 til 10000.
11. Fremgangsmåte som angitt i krav 6 eller 7, hvori polyetylenglykolen er tilstede i den vandige fase i en konsentrasjon fra 10 til 30 vekt% og hvori polyetylenglykolen har en molekylvekt fra 500 til 10000.
12. Fremgangsmåte som angitt i krav 6 eller 7, hvori polyetylenglykolen er tilstede i den vandige fase i en konsentrasjon fra 7,5 til 35 vekt% hvori den kontinuerlige oljefase er tilstede i et volumforhold til den indre vandige fase fra 60:40 til 85:15, og hvori polyetylenglykolen har en molekylvekt fra 500 til 10000.
13. Fremgangsmåte som angitt i krav 6 eller 7, hvori polyetylenglykolen er tilstede i den vandige fase i en konsentrasjon fra 10 til 30 vekt%, hvori den kontinuerlige oljefase er tilstede i et volumforhold til den indre vandige fase fra 60:40 til 85:15 og hvori polyetylenglykolen har en molekylvekt fra 500 til 10000.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/076,061 US5942468A (en) | 1998-05-11 | 1998-05-11 | Invert emulsion well drilling and servicing fluids |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO992289D0 NO992289D0 (no) | 1999-05-11 |
| NO992289L NO992289L (no) | 1999-11-12 |
| NO329578B1 true NO329578B1 (no) | 2010-11-15 |
Family
ID=22129701
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19992289A NO329578B1 (no) | 1998-05-11 | 1999-05-11 | Invert emulsjon-bronnborings- og vedlikeholdsfluid, og fremgangsmate for a forsterke den termiske stabilitet derav |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5942468A (no) |
| EP (1) | EP0957149B1 (no) |
| AR (1) | AR015077A1 (no) |
| AU (1) | AU749148B2 (no) |
| CA (1) | CA2271286C (no) |
| DE (1) | DE69924050T2 (no) |
| DK (1) | DK0957149T3 (no) |
| ID (1) | ID23289A (no) |
| NO (1) | NO329578B1 (no) |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6489270B1 (en) | 1999-01-07 | 2002-12-03 | Daniel P. Vollmer | Methods for enhancing wellbore treatment fluids |
| US20030130133A1 (en) * | 1999-01-07 | 2003-07-10 | Vollmer Daniel Patrick | Well treatment fluid |
| CA2433586C (en) * | 2000-12-29 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thinners for invert emulsions |
| US20030017953A1 (en) * | 2001-06-11 | 2003-01-23 | Horton Robert L. | Thermal extenders for well fluid applications involving synthetic polymers |
| US6422325B1 (en) * | 2001-10-05 | 2002-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for reducing borehole erosion in shale formations |
| WO2003031534A1 (en) * | 2001-10-11 | 2003-04-17 | Clearwater International, L.L.C. | Invert emulsion drilling fluid and process |
| CA2480949C (en) * | 2002-04-16 | 2011-12-20 | Texas United Chemical Company, Llc. | Viscous oleaginous fluids and methods of drilling and servicing wells therewith |
| US6908887B2 (en) | 2002-08-22 | 2005-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Suspending agent |
| US8030252B2 (en) * | 2004-03-12 | 2011-10-04 | Halliburton Energy Services Inc. | Polymer-based, surfactant-free, emulsions and methods of use thereof |
| US7507694B2 (en) * | 2004-03-12 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surfactant-free emulsions and methods of use thereof |
| US7803743B2 (en) * | 2005-06-06 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Invert emulsion carrier fluid and oil-wetting agent and method of using same |
| WO2015105513A1 (en) * | 2014-01-13 | 2015-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrofluoric based invert emulsions for shale stimulation |
| US20170073565A1 (en) * | 2014-04-01 | 2017-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Organic water scavenging additives for use in drilling fluids |
| MX2016013355A (es) | 2014-05-17 | 2017-01-26 | Halliburton Energy Services Inc | Espesamiento termico en fluidos de tratamiento de emulsion inversa. |
| CA2985806C (en) | 2015-05-19 | 2023-09-19 | The Mosaic Company | Reverse emulsions for cavity control |
| US20170298270A1 (en) * | 2016-04-14 | 2017-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | Environmental gelling agent for gravel packing fluids |
| GB2564292B (en) * | 2016-04-27 | 2022-03-02 | Halliburton Energy Services Inc | Additive to enhance sag stability of drilling fluid |
| WO2018144066A1 (en) | 2017-02-03 | 2018-08-09 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods of making of shale inhibiton fluids |
| US11472996B2 (en) | 2017-09-29 | 2022-10-18 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for wellbore strengthening |
| US11535786B2 (en) * | 2018-11-14 | 2022-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for wellbore strengthening |
| WO2020106273A1 (en) * | 2018-11-19 | 2020-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil-based drill-in fluid with enhanced fluid loss properties |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3127343A (en) * | 1964-03-31 | Invert emulsion well fluid | ||
| US4425241A (en) * | 1981-02-18 | 1984-01-10 | Phillips Petroleum Company | Drilling fluids |
| US4446044A (en) * | 1981-04-09 | 1984-05-01 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Aqueous water-in-oil cleaning emulsion |
| JPS58160491A (ja) * | 1982-03-16 | 1983-09-22 | ライオン株式会社 | 石油回収用ミセル溶液 |
| US4650827A (en) * | 1983-11-02 | 1987-03-17 | Allied Corporation | Stable water-in-oil emulsions |
| US4941981A (en) * | 1987-12-04 | 1990-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid |
| US4830765A (en) * | 1987-12-04 | 1989-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same |
| US5072794A (en) * | 1988-09-30 | 1991-12-17 | Shell Oil Company | Alcohol-in-oil drilling fluid system |
| NO895075L (no) * | 1988-12-16 | 1990-06-18 | Baker Hughes Inc | Stabil suspensjon av ikke-svellende materiale. |
| US5057234A (en) * | 1990-06-11 | 1991-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Non-hydrocarbon invert emulsions for use in well drilling operations |
| US5120708A (en) * | 1991-03-06 | 1992-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Non-poluting anti-stick water-base drilling fluid modifier and method of use |
| CA2091420A1 (en) * | 1992-03-17 | 1993-09-18 | Richard W. Jahnke | Compositions containing combinations of surfactants and derivatives of succinic acylating agent or hydroxyaromatic compounds and methods of using the same |
| CA2091419A1 (en) * | 1992-03-17 | 1993-09-18 | James H. Bush | Compositions containing esters of carboxy-containing interpolymers and methods of using the same |
| US5436227A (en) * | 1993-05-27 | 1995-07-25 | Shell Oil Company | Soluble/insoluble alcohol in drilling fluid |
| USH1611H (en) * | 1993-11-04 | 1996-11-05 | M-I Drilling Fluids Company | Glycols as internal phase in oil well drilling fluids |
| US5470822A (en) * | 1994-05-18 | 1995-11-28 | Arco Chemical Technology, L.P. | Low-toxicity invert emulsion fluids for well drilling |
| US5633220A (en) * | 1994-09-02 | 1997-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | High internal phase ratio water-in-oil emulsion fracturing fluid |
| US5710110A (en) * | 1995-05-15 | 1998-01-20 | Rheox, Inc. | Oil well drilling fluids, oil well drilling fluid anti-settling and method of providing anti-setting properties to oil well drilling fluids |
-
1998
- 1998-05-11 US US09/076,061 patent/US5942468A/en not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-05-05 DE DE69924050T patent/DE69924050T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1999-05-05 EP EP99303507A patent/EP0957149B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-05-05 DK DK99303507T patent/DK0957149T3/da active
- 1999-05-06 CA CA002271286A patent/CA2271286C/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-05-07 AR ARP990102153A patent/AR015077A1/es active IP Right Grant
- 1999-05-10 AU AU28038/99A patent/AU749148B2/en not_active Expired
- 1999-05-11 ID IDP990435D patent/ID23289A/id unknown
- 1999-05-11 NO NO19992289A patent/NO329578B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0957149A2 (en) | 1999-11-17 |
| DK0957149T3 (da) | 2005-07-11 |
| CA2271286A1 (en) | 1999-11-11 |
| AU749148B2 (en) | 2002-06-20 |
| ID23289A (id) | 2000-04-05 |
| AU2803899A (en) | 1999-11-18 |
| AR015077A1 (es) | 2001-04-11 |
| NO992289D0 (no) | 1999-05-11 |
| DE69924050T2 (de) | 2006-05-11 |
| NO992289L (no) | 1999-11-12 |
| EP0957149A3 (en) | 2000-01-05 |
| US5942468A (en) | 1999-08-24 |
| EP0957149B1 (en) | 2005-03-09 |
| CA2271286C (en) | 2009-04-07 |
| DE69924050D1 (de) | 2005-04-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Fink | Petroleum engineer's guide to oil field chemicals and fluids | |
| NO329578B1 (no) | Invert emulsjon-bronnborings- og vedlikeholdsfluid, og fremgangsmate for a forsterke den termiske stabilitet derav | |
| Fink | Water-based chemicals and technology for drilling, completion, and workover fluids | |
| US6291405B1 (en) | Glycol based drilling fluid | |
| US9840652B2 (en) | Water-based drilling fluid with cyclodextrin shale stabilizer | |
| US4508628A (en) | Fast drilling invert emulsion drilling fluids | |
| WO2018144307A1 (en) | Invert emulsion based drilling fluid and methods of using same | |
| US6194355B1 (en) | Use of alkoxylated surfactants and aluminum chlorohydrate to improve brine-based drilling fluids | |
| US20020155956A1 (en) | Aqueous drilling fluid and shale inhibitor | |
| CN107532075A (zh) | 包含羟乙基纤维素和交联的聚乙烯吡咯烷酮的油和气处理组合物 | |
| EP2885371B1 (en) | Solubilized polymer concentrates, methods of preparation thereof, and well drilling and servicing fluids containing the same | |
| US9611418B2 (en) | Rheology modifier for drilling and well treatment fluids | |
| WO2011027112A1 (en) | Improved suspension characteristics in invert emulsions | |
| NO344653B1 (no) | Invert emulsjons-fluidsystem og fremgangsmåte for å utføre petroleumsutvinningsoperasjoner ved bruk av et oljebasert fluidsystem | |
| Deville | Drilling fluids | |
| US10738230B2 (en) | Invert emulsion drilling fluids | |
| WO2009127589A1 (en) | Drilling and well treatment fluids | |
| CN110234728A (zh) | 热稳定性提高的水基钻井流体的组合物及使用方法 | |
| CN110225956A (zh) | 用于烃开采应用的油基流体组合物 | |
| RU2683448C1 (ru) | Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением | |
| WO2018144066A1 (en) | Compositions and methods of making of shale inhibiton fluids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |