NO329811B1 - Vannbaserte borefluider med anvendelse av lateksadditiver - Google Patents
Vannbaserte borefluider med anvendelse av lateksadditiver Download PDFInfo
- Publication number
- NO329811B1 NO329811B1 NO20012891A NO20012891A NO329811B1 NO 329811 B1 NO329811 B1 NO 329811B1 NO 20012891 A NO20012891 A NO 20012891A NO 20012891 A NO20012891 A NO 20012891A NO 329811 B1 NO329811 B1 NO 329811B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- water
- drilling fluid
- based drilling
- latex
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 160
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 103
- 229920000126 latex Polymers 0.000 title claims description 88
- 239000004816 latex Substances 0.000 title claims description 87
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 81
- 239000000654 additive Substances 0.000 title description 8
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims description 50
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 37
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 34
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 29
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 25
- -1 polyethylene Polymers 0.000 claims description 20
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 16
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 16
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 claims description 12
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 claims description 12
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 10
- 230000009545 invasion Effects 0.000 claims description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 8
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 claims description 7
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 6
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 5
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 claims description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical compound CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 3
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 claims description 3
- BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N Vinyl chloride Chemical compound ClC=C BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 3
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 claims description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 claims description 3
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 claims description 3
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001195 polyisoprene Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 claims description 3
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 3
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 3
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 claims description 3
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 claims description 3
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 36
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 32
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 23
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 17
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 17
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 15
- 239000000047 product Substances 0.000 description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 11
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 10
- 229910001388 sodium aluminate Inorganic materials 0.000 description 10
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 8
- ANBBXQWFNXMHLD-UHFFFAOYSA-N aluminum;sodium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[Na+].[Al+3] ANBBXQWFNXMHLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 8
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 7
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 7
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 5
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 5
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 5
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 5
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 4
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 4
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000002952 polymeric resin Substances 0.000 description 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 4
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 230000009477 glass transition Effects 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 3
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 3
- 239000000176 sodium gluconate Substances 0.000 description 3
- 235000012207 sodium gluconate Nutrition 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 238000000975 co-precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 2
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 2
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 2
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 2
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 2
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- MSXHSNHNTORCAW-GGLLEASOSA-M sodium;(2s,3s,4s,5r,6s)-3,4,5,6-tetrahydroxyoxane-2-carboxylate Chemical compound [Na+].O[C@H]1O[C@H](C([O-])=O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O MSXHSNHNTORCAW-GGLLEASOSA-M 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- 239000011882 ultra-fine particle Substances 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 2
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 2
- BNGXYYYYKUGPPF-UHFFFAOYSA-M (3-methylphenyl)methyl-triphenylphosphanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC1=CC=CC(C[P+](C=2C=CC=CC=2)(C=2C=CC=CC=2)C=2C=CC=CC=2)=C1 BNGXYYYYKUGPPF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 2,3,9,10-tetramethoxy-6,8,13,13a-tetrahydro-5H-isoquinolino[2,1-b]isoquinoline Chemical compound C1CN2CC(C(=C(OC)C=C3)OC)=C3CC2C2=C1C=C(OC)C(OC)=C2 AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000143060 Americamysis bahia Species 0.000 description 1
- 239000004908 Emulsion polymer Substances 0.000 description 1
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 description 1
- HDYRYUINDGQKMC-UHFFFAOYSA-M acetyloxyaluminum;dihydrate Chemical compound O.O.CC(=O)O[Al] HDYRYUINDGQKMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 229940009827 aluminum acetate Drugs 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- ZSBRYDJXHOFQMW-UHFFFAOYSA-N chloroethene;ethene;ethenyl acetate Chemical compound C=C.ClC=C.CC(=O)OC=C ZSBRYDJXHOFQMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 239000004815 dispersion polymer Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000008151 electrolyte solution Substances 0.000 description 1
- 229940021013 electrolyte solution Drugs 0.000 description 1
- 229920001038 ethylene copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 231100001231 less toxic Toxicity 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 235000011147 magnesium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- KVOIJEARBNBHHP-UHFFFAOYSA-N potassium;oxido(oxo)alumane Chemical compound [K+].[O-][Al]=O KVOIJEARBNBHHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M sodium fluoride Chemical compound [F-].[Na+] PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229940005574 sodium gluconate Drugs 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 229920003051 synthetic elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000005061 synthetic rubber Substances 0.000 description 1
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000820 toxicity test Toxicity 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
- C09K8/04—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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse omhandler vannbaserte borefluider og en fremgangsmåte for å hindre invasjon av borehullsveggen under boring med et vannbasert borefluid i en underjordisk formasjon.
Vedrørende kjent teknikk på området vises det til GB 2351 986 som beskriver et lateksadditiv for vannbaserte borefluider. Til det nevnte lateksadditivet kan det tilsettes ytterligere additiver for å gi ønskede egenskaper til fluidsystemet. GB 2351 986 angår et additiv for å redusere tapet av borefluid til formasjonene i nærheten av oljebrønnen.
Borefluider som anvendes ved boringen av underjordiske olje- og gassbrønner, samt ved andre borefluidanvendelser og boreprosesser, er kjent. Ved rotasjonsboring finnes det en rekke funksjoner og egenskaper som forventes av borefluidene, også kjent som boreslam, eller ganske enkelt "slam". Borefluidet forventes å skulle frakte borkaks opp fra under borkronen, transportere den opp gjennom ringrommet og la dem separere på overflaten, mens rotasjonsborkronen samtidig avkjøles og rengjøres. Et boreslam er også ment å skulle redusere friksjonen mellom borestrengen og sidene i hullet, samtidig som stabiliteten til borehullets uforede deler opprettholdes. Borefluidet er formulert slik at det skal hindre uønskede tilstrømninger av formasjonsfluider fra penetrerte gjennom-trengelige bergarter, og ofte også slik at det dannes en tynn filterkake med lav gjennomtrengelighet som midlertidig tetter porene, andre åpninger og formasjoner som penetreres av borkronen. Borefluidet kan også anvendes til å samle opp og tolke informasjonen som er tilgjengelig fra borkaksen, borkjernene og de elektriske brønnloggingene (electrical logs). Det skal oppfattes at betegnelsen "borefluid" innen foreliggende oppfinnelses anvendelsesområde heri også omfatter "innboringsfluider" ("drill-in fluids").
Borefluider klassifiseres typisk i henhold til sine utgangsmaterialer. I vannbasert slam er tørrstoffpartikler suspendert i vann eller saltoppløsning. Olje kan emulgers i vannet eller i saltoppløsningen. Ikke desto mindre er vannet den kontinuerlige oppløsningen. Oljebasert slam er det motsatte. Tørrstoffpartikler suspenderes i olje og vann eller saltoppløsning emulgeres i oljen, og oljen er derfor den kontinuerlige oppløsningen. Oljebasert slam som er vann-i-olje emulsjoner kalles også invertemulsjoner. Saltvannsbaserte borefluider er selvfølgelig vannbasert slam, hvori den vannholdige bestanddelen er saltopp-løsning.
På grunn av invertemulsjonsfluidenes forskjellige begrensninger er optimering av utførelsen av vannbasert slam med høy ytelse vanligvis blant de viktigste kravene som stilles til mange borevæske-leverandører (service) og oljeoperatørselskaper. Invertemulsjonsfluider formulert med tradisjonell dieselolje, mineralolje eller de nyere syntetiske oljene er borefluider med den høyeste ytelsen med hensyn til leirskiferinhibering, borehullsstabilitet og smøreevne. Disse fluidenes forskjellige begrensninger, så som miljøhensyn, økonomi, tendenser til sirkulasjonstap, påvist tilbakeslag og geologiske evalueringsbekymringer, opprett-holder et sterkt marked for vannbaserte fluider med høy ytelse. Utvidede miljø-messige hensyn og forpliktelser gjør at industriens behov for vannbaserte borefluider til å supplere eller erstatte den funksjonsledende (performance leading) invertemulsjonens slamfremføring (mud performance).
Et særskilt problem ved boring i leirskiferformasjoner med vannbaserte fluider er trykkøningen på porene og svelling på grunn av fluidets penetrering gjennom leirskiferen. Leirskiferstabilisatorer blir typisk tilsatt slammet for å hindre disse fenomenene og for å stabilisere leirskiferen slik at den ikke blir påvirket av slammet.
Én av de viktigste faktorene for å opprettholde stabilitet ved brønnboring er å redusere borefluidets trykkinvasjon gjennom veggen til et borehull. Det er anerkjent at tilstrekkelig borehullstrykk vil stabilisere leirskiferen slik at borehullets integritet opprettholdes. Når boreslam eller væske trenger inn i leirskiferen, øker trykket i porene og trykkdifferensialet mellom boreslamsøylen og leirskiferen faller. Ved fall i differensialtrykket er leirskiferen ikke lenger understøttet, og kan lett brekke av og falle ned i brønnboringen. Likeledes vil invasjon av vann i leifskifer-matriksen øke hydratasjonen eller vætingen av den delvis dehydratiserte leirskifermassen, hvilket medfører at den mykner og mister sin strukturfasthet. Kjemisk reaktivitet kan også føre til ustabilitet. Det er alltid behov for en bedre sammensetning og fremgangsmåte for å stabilisere leirskiferformasjoner.
Det er tydelig for de som velger eller anvender et borefluid til olje- og/eller gassutvinning at et vesentlig element ved et valgt fluid er at det er ordentlig balansert slik at alle de nødvendige egenskaper som sluttanvendelsen krever tilveiebringes. Fordi borefluidene anvendes til å gjennomføre en rekke oppgaver samtidig, er det vanskelig å tilveiebringe den ønskede balansen.
Det ville være ønskelig om sammensetninger og fremgangsmåter kunne tenkes ut for å avhjelpe og forbedre borefluidenes evne til å gjennomføre disse oppgavene samtidig.
Det er følgelig et formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe fremgangsmåter for å stabilisere leirskiferformasjoner ved boring med vannbaserte borefluider.
Et annet formål med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe vannbaserte borefluider som reduserer omfanget (rate) av borefluidets trykkinvasjon gjennom borehullsveggen.
Ytterligere et annet formål med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en sammensetning og en fremgangsmåte som øker trykkblokkering, driftssikker-het, mengde (magnitude) og porestørrelse som kan blokkeres med vannbaserte fluider for å stabilisere leirskiferformasjoner.
Ved gjennomføringen av disse og andre formål med oppfinnelsen, tilveiebringes det, i én utførelsesform, et vannbasert borefluid som inkluderer vann og en polymerlateks som evner å tilveiebringe en omformbar lateksfilm eller tetning på minst en del av den underjordiske formasjonen.
Kort beskrivelse av tegningene
FIG. 1 er et diagram som viser formasjonstrykket som en funksjon av tid i en trykkinvasjonstest hvor det anvendes forskjellige intermediære testformuler-inger; FIG. 2 er en grafisk fremstilling av den overflateaktive effekten på GENCAL 7463 partikkelstørrelse i 20% NaCI/1 lb/bbl (2,86 g/l) NEWDRILL PLUS/1 lb/bbl (2,86 g/l) XAN-PLEX D/0.5 lb/bbl (1,43 g/l) natriumglukonat/3 lb/bbl (8,58 g/l) NaAI02/5% basert på volumet til GENCAL 7463;
FIG. 3 er en grafisk fremstilling av innvirkningen av polymerharpikser
(3 lb/bbl, 8,58 g/l) på GENCAL 7463 partikkelstørrelsesfordelinger etter 16 timer, 150°F (66°C) varmvalse i 20% NaCI/0.75 lb/bbl (2,15 g/l) XAN-PLEX D/0.5 lb/bbl (1,43 g/l) natrium D-glukonat/0.4 lb/bbl (1,14 g/l) NEW-DRILL PLUS/2 lb/bbl (5,72 g/l) BIO-PAQ/3 lb/bbl (8,58 g/l) NaAI02/3% GENCAL 7463/1 lb/bbl (2,86 g/l) EXP-152;
FIG. 4 er en grafisk sammenligning av slamegenskapspåvirkningene med anvendelse av EXP-154 i forhold til ALPLEX i 12 Ib/gal (1,44 kg/l) slam; utgangs-slammet var 20% NaCI/0.5 lb/bbl (1,43 g/l) XAN-PLEX D/2 lb/bbl (5,72 g/l) BIO-LOSE/1 lb/bbl (2,86 g/l) NEW-DRILL PLUS/3% EXP-155/150 lb/bbl (429 g/l) MIL-BAR/27 lb/bbl (77,2 g/l) Rev Dust; FIG. 5 er en grafisk fremstilling av PPT testresultater for ALPLEX, EXP-154/EXP-155, og ISO-TEQ fluider; FIG. 6 er en grafisk fremstilling som viser virkningen av sirkulasjon på EXP 154/EXP-155 slamytelse; FIG. 7 er en grafisk fremstilling som viser virkningen av lateks på slamegenskapene i 9.6 Ib/gal (1,15 kg/l) 20% NaCI fluid etter 16 timer, 250°F (121°C) varmvalse; utgangsfluidet var 20% NaCI/1 lb/bbl (2,86 g/l) XAN-PLEX D/0.4 lb/bbl (1,14 g/l) NEW-DRILL PLUS/2 lb/bbl (5,72 g/l) BIO-PAQ/5 lb/bbl (14,3 g/l) EXP-154/10 lb/bbl (28,6 g/l) MIL-CARB/27 lb/bbl (77,2 g/l) Rev. Dust; FIG. 8 er en grafisk fremstilling som viser virkningen av lateks på slamegenskapene i 12 Ib/gal (1,44 kg/l) etter varmvalsing i 16 timer ved 250°F (121°C); utgangsfluidet var 20% NaCI/0.75 lb/bbl (2,15 g/l) XAN-PLEX D/0.4 lb/bbl (1,14 g/l) NEW-DRILL PLUS/3 lb/bbl (8,85 g/l) BIO-PAQ/5 lb/bbl (14,3 g/l) EXP-154/150 lb/bbl (429 g/l) MIL-CARB/27 lb/bbl (77,2 g/l) Rev Dust; og FIG. 9 er en grafisk fremstilling av 96 timers Mysidopsis bahia avstands-målingsresultater for forsøksprodukter i 12 Ib/gal (1,44 kg/l) fluider, hvor utgangsfluidet er 20% NaCI/0.5 lb/bbl (1,43 g/l) XAN-PLEX D/0.4-1 lb/bbl (1,14-2,86 g/l) NEW-DRILL PLUS/2 lb/bbl (5,72 g/l) MIL-PAC LV (eller BIO-PAQ)/150 lb/bbl (429 g/l) MIL-BAR.
Foreliggende oppfinnelse omfatter vannbasert borefluid omfattende følgende: a) en polymerlateks som evner å tilveiebringe en omformbar lateksfilm på minst en del av en underjordisk formasjon;
b) vann omfattende salt; og
c) et fellingsmiddel.
Videre omfatter foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å hindre invasjon
av borehullsveggen under boring med et vannbasert borefluid i en underjordisk formasjon, hvori fremgangsmåten omfatter å:
a) tilveiebringe et vannbasert borefluid som omfatter:
i) en polymerlateks som evner å tilveiebringe en omformbar latekstetning på minst en del av en underjordisk formasjon;
ii) vann som ved tilveiebringelsen av det vannbaserte
borefluidet omfatter salt; og
iii) fluidet ved tilveiebringelsen av det vannbaserte borefluidet videre omfatter et fellingsmiddel.
; og
b) sirkulere det vannbaserte borefluidet i berøring med en borehullsvegg.
Det er oppdaget at en polymerlateks tilsatt et vannbasert borefluid kan redusere hastigheten hvorved borefluidet trykkinvaderer borehullsveggen i en underjordisk formasjon under boringen. Polymerlateksen evner fortrinnsvis å tilveiebringe en omformbar lateksfilm eller tetning på minst en del av en underjordisk formasjon. Innenfor foreliggende oppfinnelses omfang, er betegnelsene "film" eller "tetning" ikke ment å innebære et fullstendlig ugjennomtrengelig sjikt. Tetningen anses for å være halvgjennomtrengelig, men utestenger likevel hydro-dynamisk transmisjon minst delvis og tilstrekkelig til å resultere i en stor forbedring av osmotisk virkningsgrad. I en spesifikk, ikke-begrensende utførelsesform vil en submikron-polymerlateks tilsatt et vannbasert slam med høyt saltinnhold (high salt), inneholdende et valgfritt, men foretrukket bindings-/fellingsmiddel, som for eksempel en aluminiumforbindelse, i vesentlig grad redusere hastigheten til slammets trykkpenetrering i leirskiferformasjoner. Trykkblokkeringen, drifts-sikkerheten, omfanget (magnitude) og porestørrelse som kan blokkeres, blir alt sammen høynet av latekstilsetningen. Én av de viktigste faktorene når det gjelder å opprettholde stabilitet ved brønnboring, er å hindre trykkinvasjon av borefluid i borehullsveggen.
De vesentlige bestanddelene i de vannbaserte borefluidene ifølge foreliggende oppfinnelse er polymerlateksen og vannet, som utgjør størstedelen av fluidet. En rekke andre vanlige additiver til borefluider kan selvfølgelig også anvendes for å bidra til å balansere fluidets egenskaper og oppgaver.
I et ikke-begrensende eksempel er polymerlateksen fortrinnsvis en kopolymer av karboksylert styren/butadien. En særskilt, ikke-begrensende, kopolymer av karboksylert styren/butadien er GENCAL 7463, tilgjengelig fra Omnova Solution Inc. Andre formålstjenlige polymerlatekser omfatter, men er ikke begrenset til, polymetylmetakrylat, polyetylen, kopolymer av polyvinylacetat, kopolymer av polyvinylacetat/vinylklorid/etylen, kopolymer av polyvinylacetat/etylen, naturlateks, polyisopren, polydimetylsiloksan, og blandinger av disse. En noe mindre foretrukket polymerlateks er polyvinylacetatkopolymer-lateks, mer nøyaktig en kopolymer av etylenvinylkloridvinylacetat. Selv om polyvinylacetatkopolymer-lateks (latices) vil gi en nyttevirkning (perform) som ligger innenfor fremgangs-måtene ifølge foreliggende oppfinnelse, vil de vanligvis ikke gi en like god virkning som kopolymerene av karboksylert styren/butadien. Polymerlateksens midlere partikkelstørrelse er fortrinnsvis mindre enn 1 mikron eller submikron, og har mest foretrukket en diameter på omtrent 0,2 mikron eller 0,2 mikron eller mindre. Andre polymerer i den disperse fasen kan vise seg å ha virkning. Det antas på forhånd at flere enn én type polymerlateks kan anvendes samtidig. Andelen av polymerlateks i boreslammet, basert på den totale fluidmengden, kan variere fra omtrent 0,1 til omtrent 10 volum%, fortrinnsvis fra omtrent 1 til omtrent 8 volum%, og mest foretrukket fra omtrent 2 til omtrent 5 volum%.
Det eventuelle saltet kan være et hvilket som helst vanlig salt som anvendes i saltvannsbaserte borefluider, inkludert, men ikke nødvendigvis begrenset til, kalsiumklorid, natriumklorid, kaliumklorid, magnesiumklorid, kalsiumbromid, natriumbromid, kaliumbromid, kalsiumnitrat, natriumformat, kaliumformat, cesium-format og blandinger av disse. Med et "høyt saltinnhold" menes minst 20 vekt-prosent, og mettede saltvannsoppløsninger er foretrukket i én ikke-begrensende utførelsesform. Det skal oppfattes at det er umulig å forutsi på forhånd hva salt-innholdet til en særskilt mettet saltvannsoppløsning vil bli, ettersom metningspunktet avhenger av en rekke faktorer, heri inkludert, men ikke begrenset til, typene og andelene av de forskjellige bestandelene til det vannbaserte fluidet. Saltet er valgfritt fordi oppfinnelsen vil gi en nyttevirkning også uten dette, det vil si med anvendelse av ferskvann.
En annen valgfri bestanddel er fellingsmiddel. Formålstjenlige fellingsmidler inkluderer, men er ikke begrenset til, silikater, aluminiumforbindelser, og blandinger av disse. Hensiktsmessige aluminiumforbindelser omfatter, men er ikke begrenset til, natriumaluminat, NaA^C^, noen ganger skrevet Na20Al203, aluminiumhydroksid, aluminiumsulfat, aluminiumacetat, aluminiumnitrat, kaliumaluminat, og andre slike, og blandinger av disse (i særdeleshet med en pH på >9 for at disse forbindelsene skal bli oppløselige i vann). Andelen av fellingsmiddelet i boreslammet, basert på den totale fluidmengden, kan variere fra omtrent 0,25 til omtrent 20 lb/bbl (omtrent 0,71 til omtrent 57,2 g/l), fortrinnsvis fra omtrent 1 til omtrent 10 lb/bbl (omtrent 2,86 til omtrent 28,6 g/l) og mest foretrukket fra omtrent 2 til omtrent 7 lb/bbl (omtrent 5,72 til omtrent 20 g/l). Uten å være begrenset til en særskilt teori, antas det at fellingsmiddelet bindes kjemisk til overflaten av borehullets leire og tilveiebringer en høyaktiv polar overflate.
Andre valgfrie bestandeler i blandingen ifølge oppfinnelsen er et overflateaktivt stoff. Dersom det overflateaktive stoffet er tilstede, vil lateksen som er blandet med det overflateaktive stoffet fukte overflaten kraftig og vil akkumulere slik at det dannes en film eller et belegg som tetter sprekkdannelser og defekter i leirskiferen. Formålstjenlige, vætende, overflateaktive stoffer omfatter, men er ikke begrenset til, betainer, alkalimetallalkylenacetater, sultainer (sultaines), eter-kaboksylater, og blandinger av disse. Det er konstatert at overflateaktive stoffer er spesielt fordelaktige når salter er tilstede i borefluidet, og er ikke like foretrukket i systemer med ferskvannsfluider.
Andelene av disse bestandelene, basert på det totale vannbaserte borefluidet, er fra omtrent 0,1 til 10 volum% polymerlateks, minst 1 vekt% salt (når dette er tilstede), fra omtrent 0,25 til 20 lb/bbl (omtrent 0,71 til omtrent 57,2 g/l) fellingsmiddel (når dette er tilstede), fra omtrent 0,005 til omtrent 2 volum% overflateaktivt stoff (når dette er tilstede), og utjevningsvæsken (balance) er vann.
I en mer foretrukket utførelsesform, varierer forholdene fra omtrent 1 til 8 volum% polymerlateks, minst 1 vekt% salt (når dette er tilstede), fra omtrent 1 til 10 lb/bbl (omtrent 2,86 til omtrent 28,6 g/l) fellingsmiddel (når dette er tilstede), fra omtrent 0,01 til omtrent 1,75 volum% overflateaktivt fuktemiddel (når dette er tilstede), og utjevningsvæsken er vann.
Det er ønskelig at natriumaluminatet, eller annet fellingsmiddel, er tilstede i metastabil form i slammet, hvilket innebærer at det er i en suspensjon eller en oppløsning, men felles ut på borehullsveggen. Aluminiumforbindelser er typisk blitt tilsatt slammet på stedet. Dersom de tilsettes slamformuleringer tidligere, harde en tendens til å bli ustabile og presipitere for tidlig.
Siden utviklingen av testing med poretrykktransmisjon (pore pressure transmission) (PPT), er effektene av forskjellige kjemiske additiver på pore-trykktransmisjonshastighetene blitt evaluert. Testingen har hovedsakelig fokusert på nyttevirkningen av salter, glykoler, og fellingsmidler så som silikater og aluminiumforbindelser. Forbedringene i PPT- testutrustning og metoder har holdt følge med den generelle interessen og søkingen etter å høyne mer effektive vannbaserte slamsystemer som nærmer seg PPT-testytelsen til invert-emulsjons-fluider. Mens andre forskere har oppdaget at silikatfluider er spesielt effektive med hensyn til reduserte poretrykktransmisjonshastigheter, er slilikatfluider ikke blitt mye brukt på grunn av begrensninger av disse fluidene. Selv om lavere poretrykktransmisjonshastigheter er vist for salter, glykoler og kompleksdannere av aluminium, kan disse produktene fremdeles ikke måle seg med invertemulsjonsfluidenes ytelse.
En kombinasjon av en ny formuleringsmulighet og en modifikasjon av PPT-testprosedyren ble anvendt for å demonstrere virksomheten til en alternativ mulighet for å forbedre ytelsen til vannbaserte slamsystemer. Det ble valgt vanndispergerbare polymerer for å tilveiebringe kilder av små, omformbare partikler for å tilveiebringe en tettende og blokkerende virkning på leirskiferen. Den første av disse polymerene ble testet med PPT-testen i et fluid med andre pro-dukter.
Oppfinnelsen vil bli ytterligere illustrert med henvisning til de følgende eksemplene, som utrelukkende er ment å ytterligere belyse oppfinnelsen og ikke begrense den på noen måte.
EKSEMPEL 1
Intermediær tilberedning av fluid
Det følgende eksempelet er den første tilberedningen av de intermediære sammensetningene ifølge foreliggende oppfinnelse. Med mindre annet oppgis, er lateksen i Eksemplene 728 Latex, en lateks av polyvinylacetat.
Blandingen ble varmvalset. Etter 6 dager var pH 11,51. Bunnen i oppbevaringsglasset var omtrent 75% dekket med V32" (0,79 mm) fint pulver (fines). De følgende bestanddelene ble så tilsatt, igjen oppgitt i gramandeler for ett enkelt fat og 7 fat, respektivt:
Fluidet med lateksen og NEWDRILL+ hadde en lys brun farge. LD8 ble tilsatt for å kontrollere skumming. Den resulterende blandingen ble varmvalset i fire timer ved 150°F (66°C). Den endelige pH var 10,75.
EKSEMPEL 2
Bestemmelse av trykkpenetrering i leirskiferen
Anordningen for poretrykktransmisjon (PPT) er basert på en 1500 psi (10.300 kPa) Hassler-celle, utviklet for kjerneplugger med en diameter på 2,5 cm og en lengde fra 2,5 cm til 7,5 cm. En Hassler-celle er en sylinder med et stempel innsatt i hver ende. Kjernen holdes mellom de to stemplene. En gummimuffe er anbrakt rundt kjernen og stemplene for å tette rundt kjernen og hindre gjennom-strømning rundt kjernen. Muffens utside blir satt under trykk for å skape en god tetning. Disse testene anvender en kjerne på 25 mm i diameter og en lengde på 25 mm.
Lavtrykksiden av kjernen (formasjonssiden) utrustes med en akkumulator i rustfritt stål på 1 liter, 2000 psi. (13.800 kPa), for å tilveiebringe mottrykk. Høy-trykksiden av kjernen forbindes med to lignende akkumulatorer, én til porefluid, og én til testfluid. Trykket i hver akkumulator kontrolleres med en manuell regulator som mates av en 2200 psi. (15.200 kPa) nitrogenflaske.
Alle trykkene overvåkes med Heise signalomvandlere (transducers). Signalomvandlertrykkene registreres automatisk på en datamaskin ved forhånds-innstilte intervaller.
Cellen er innelukket i et isolert kammer og temperaturen vedlikeholdes med et varmelegeme på 200 watt. Varmelegemet styres med en Dwyer temperatur-regulator som driver en "Control Concepts phase angle SCR control unit"
(Styringskonsept med SCR-godkjent innretning forfasevinkelregulering). Temperaturreguleringen er stilt til en nøyaktighet på +/- 0,05°C.
Én ende av kjernen settes under trykk, og strømningen gjennom kjernen måles. Stempelet på lavtrykksiden fylles med fluid, og blokkeres, slik at en økning i fluidtrykk måles i stedet for en strømning. En svært liten mengde av fluidstrøm gjennom kjernen vil føre til en stor økning av trykket, hvilket gjør at cellen er føl-som nok til å måle strømning gjennom leirskifer. Leirskifer har en svært lav gjennomtrengelighet, og strømningen av fluid gjennom den er derfor svært liten.
Trykket plottes inn som funksjon av tid. Resultatene uttrykkes som formasjonstrykk (FP = formation pressure). Dersom FP øker over tid, vil det være trykkpenetrasjon; dersom formasjonstrykket avtar over tid, vil det ikke være det, og det sistnevnte er det som ønskes.
Fluidet ifølge Eksempel 1 ble anvendt. Det ble foretatt tre 50% fortreng-ninger, hver på 50 cc, iløpet av og like etter oppvarmingen av testcellen. Én omgang ble startet med 100% fortrengning og temperaturen var vanskelig å kontrollere. Det ble derfor bestemt at det var bedre å starte med 50%.
Temperatur = 155°F (68,3°C)
Borehullets sidetrykk = 250 psi (1.720 kPa)
Sperretrykk = 370 psi (2.550 kPa)
Til slutt ble 50 cc fluid fortrengt opptil 50% innenfor en temperatursvingning på 2°F (1,1°C). Trykket steg til 52,7 psi (363 kPa). Formasjonsvarmen ble slått av, og temperaturen var 147°F (64°C). Fortrengningen trakk formasjonstrykket ned til 36 psi (248 kPa), deretter steg det til 80,2 (553 kPa) iløpet av de neste to dagene. Den innledende trykkreduksjonen i formasjonen viste at formuleringen ifølge
oppfinnelsen hindret trykkpenetrasjon.
EKSEMPEL 3
Intermediær tilberedning av fluid
- andeler i gram med mindre annet er nevnt.
Natriumaluminatet og AIRFLEX 728 ble blandet sammen og tillatt å stå over helgen. Blandingen ble så varmvalset ved 150°F (66°C) i to timer. Saltet og polymerene ble deretter tilsatt. Tilsetningsrekkefølgen til natriumaluminat/lateks-blandingen var: PHPA (delvis hydrolysert polyakrylamid; NEWDRILL PLUS), etterfulgt av blanding; deretter halvparten av saltet, etterfulgt av MILPAC LV, etterfulgt av den andre halvparten av saltet. Blandingen ble varmvalset over natten.
EKSEMPEL 4
Bestemmelse av trykkpenetrasion i leirskifer
Borehullets sidetrykk = 250 psi (1.720 kPa)
Sperretrykk = 370 psi (2.550 kPa)
<*>Sperretrykket ble øket til 410 psi (2.830 kPa) og borehullstrykket ble øket til 300 psi (2.070 kPa) på dette punktet.
EKSEMPLER 5 og 6, SAMMENLIGNINGSEKSEMPLER A- F
To andre formuleringer ifølge oppfinnelsen (Eksemplene 5 og 6) og seks Sammenligningseksempler (A-F) ble fremstilt og testet. Resultatene fremkommer i
FIG. 1. Som vist, ga Eksemplene 5 og 6, med formuleringer ifølge oppfinnelsen, begge de ønskede resultatene med avtagende formasjonstrykk over tid. Sammenligningseksemplene ga de uønskede økende formasjonstrykkene over tid. Sammensetningsidentitetene fremkommer på selve FIG. 1. Angivelsen "CORE: P2 PARALLEL" henviser til at kjernen er parallellorientert Pierre Shale (in parallel orientation).
Disse resultatene bekrefter nødvendigheten av å anvende alle de tre bestanddelene: saltet, lateksen og natriumaluminatet (Eksemplene 5 og 6). Anvendelse av lateksen alene (Sammenligningseksempel A), anvendelse av bare salt (Sammenligningseksempel B), anvendelse av lateksen sammen med bare salt (Sammenligningseksempel C), anvendelse av natriumaluminat og bare saltet
(Sammenligningseksempel D), anvendelse av natriumaluminatet og bare salt (sammenligningseksempel E), og anvendelse av natriumaluminatet med bare salt (sammenligningseksempel F) ble alle funnet å være ineffektive, eller i det minste slett ikke så effektive som sammensetningen ifølge oppfinnelsen.
Ytterligere testbekreftelser viser at noen lateksprodukter fremviser en synergi med aluminiumforbindelser som resulterer i forbedrede egenskaper med hensyn til poretrykktransmisjon. Stabile borefluidsystemer er blitt formulert med lateks som forblir dispergert og fleksibel i svært saltholdige (høyt saltinnhold) fluider. Oppfinnelsens borefluider tilveiebringer en poretrykktransmisjonsytelse som ligner mer på oljebaserte fluider enn det som fremvises med gjeldende aluminiumbaserte borefluider. To karakteristiske egenskaper ved dette systemet antas å være hovedfaktorer som bidrar til stabilisering av leirskifer. For det første, vil de ultra-fine, omformbare latekspartiklene (som har en foretrukket diameter på omtrent 0,2 mikron) mekanisk tette mikrosprekkdannelser i leirskiferen og fysisk hindre ytterligere inntrengning av borefluider i ømfintlige leirskifersoner. For det andre, tilveiebringer en samtidig utfelling av lateks (latex co-precipitation) med fellingsmidler, dersom disse er tilstede, så som aluminiumforbindelser, en halvgjennomtrengelig membran på leirskiferoverflatene som kjemisk sett forbedrer den osmotiske virkningsgraden mellom fluidet og borehullet.
Det ble oppdaget tre forsøksadditiver til oppfinnelsens fluider: EXP-153, EXP-154 og EXP-155. EXP-153 er en sulfonert polymerharpiks som anvendes til å kontrollere tap av HTHP-fluid i dette systemet. EXP-154 anses for å være et alternativ til aluminiumforbindelsesproduktet ALPLEX. Sammenlignet med ALPLEX, fremviser EXP-154 en mye bedre blandbarhet med lateksfluider. EXP-155 er et modifisert lateksprodukt. Sammenlignet med andre kommersielt tilgjengelige latekser, fremviser EXP-155 mindre følsomhet overfor elektrolytter, og vil ikke flokkulere i 20% fluider av natriumklorid ved temperaturer på opp til 300°F (149°C). Dessuten, på grunn av den store temperaturavstanden (range) mellom dens glassovergangstemperatur (Tg) og smeltepunktet (Tm), vil partiklene til EXP-155 forbli omformbare og evne å tette mikrosprekkdannelser ved de fleste anvendelsestemperaturer. Toksisitetene til alle disse produktene tilfredsstiller kravene for tømming av fluid i Mexicogolfen.
Formuleringer og fluidegenskaper
Alle fluidene ble blandet ifølge etablerte Baker Hughes INTEQ blande-prosedyrer. De innledende og endelige Bingham Plastic reologiske egenskapene med hensyn til plastisk viskositet, flytegrense, ti sekunders gel, og ti minutters gel ble målt med Fann 35 viskosimeter ved 120°F (49°C). Det innledende og endelige pH- og API-filtratet ble registrert. Tap av HTHP-fluid ved 250°F (121°C) ble målt etter statisk og dynamisk aldring i 16 timer ved 250°F (121°C).
Lateksstabilitet
Lateksprøvenes stabilitet ble først evaluert i 20% og 26% NaCI-oppløs-ninger etter følgende prosedyre: 1. Hell 332 ml av en 20% (eller 26%) vannoppløsning av NaCI i et blandebeger og start blandingen. 2. 18 ml testet lateksprøve tilsettes langsomt i oppløsningen og Prince Castle røreren justeres til 4000 rpm med Variac og tachometer. 3. Etter 5 minutters røring, tilsettes 3 gram NaAI02langsomt i den ovenfor nevnte oppløsningen og det røres i totalt 20 minutter. Iløpet av røretiden kan det bli nødvendig å tilsette omtrent 5 dråper antiskummiddel (LD-8) dersom skumming observeres. 4. Hell dette fluidet oppi et oppbevaringsglass og sett det til statisk aldring i 16 timer ved 150°F (66°C). 5. Fjern oppbevaringsglasset fra ovnen og avkjøl til romtemperatur. Undersøk fluidet med hensyn til flokkulering og separering. 6. Dersom det ikke forekommer separering eller flokkulering, siles fluidet med en 100-maskers (mesh) (0,150 mm) sikt. Undersøk sikten med hensyn til tilbakeholdte latekspartikler.
Tilleggsevalueringer ble utført bare for de prøvene som besto den ovenfor nevnte silgjennomfallstesten (screening test). En Malvern Mastersixer Partikkel-størrelsesanalysator ble anvendt for å måle lateksens partikkelstørrelses-fordelinger i formulerte fluider. Dispersjonsaggregatet for små prøver og standard brytningsindeks 50HD (Partikkel R.l. = 1,5295, 0,1000 og Dispergens R.l. = 1,3300) ble anvendt i alle partikkelstørrelsesfordelingstestene. 20% NaCI vannoppløsning med pH justert til 11,5.
Inhiberingstest i leirskifer
Leirskiferens inhiberingsegenskaper ble bestemt ved hjelp av leirskifer-dispergeringstester som inkluderte statisk skivetest (static wafer test), og poretrykks(PPT)-tester. I PPT-testen anbringes en konservert Pierre II leirskifer-kjerne, 1 inch diameter ganger 0,9 inch lengde (2,54 cm x 2,29 cm lengde), mellom to stempler, som tidligere beskrevet i Eksempel 2. Periferien rundt leirskiferen og stemplene tettes med en gummimuffe. Pluggen orienteres med glideflatene i parallell eller høy permeabilitetsretning. Borefluid ved 300 psi (2.070 kPa) fortrenges gjennom oppstrømsstempelet (borehullsiden) og sjøvann ved 50 psi (345 kPa) fortrenges gjennom nedstrømsstempelet (formasjonssiden). Sjøvannet i nedstrømsstempelet holdes tilbake med en ventil. Når slamfiltrat går inn på borehullssiden av pluggen, forskyves fossilt grunnvann inn i formasjonsstempelet.
Lateksstabilitet
Som nevnt ovenfor, indikerte de innledende forsøkene at noen lateksprodukter (emulsjonspolymerer) tilveiebrakte synergi med aluminiumforbindelser som resulterer i forbedrede fluidegenskaper med hensyn til poretrykktransmisjon. Dette resultatet avslørte en ny innfallsvinkel for utviklingen av svært hemmende, vannbaserte fluider. Generelt anses imidlertid lateks for å være et metastabilt system. Partiklenes store overflate er termodynamisk utstabil, og enhver for-styrrelse som innvirker på utjevningskreftene som stabiliserer polymerdisper-geringen resulterer i en forandring i kinetikken til partikkelagglomerasjonen. De fleste kommersielt tilgjengelige latekser, som er utviklet til fremstilling av syntetisk gummi eller til anvendelse i maling/belegging, er følsomme overfor en økning av elektrolytisk konsentrasjon og temperatur.
Som vist i Tabell 1 er ingen av de 16 lateksprøvene som ble testet i 26% og 20% NaCI-oppløsninger stabile i 26% NaCI, og bare AIRFLEX 728 og GENCAL 7463 er relativt stabil i 20% NaCI. Det er klart at for å tilveiebringe vellykkede anvendelser av lateks i borefluider, må lateksens stabilitet i omgivelser med høyt saltinnhold og ved høye temperaturer forbedres. En vanlig teknikk som anvendes for å øke lateksstabilitet i elektrolyttoppløsninger er tilsetningen av noen overflateaktive stoffer. FIG. 2 sammenligner virkningen av EXP-152 på partikkel-størrelsesfordelinger for AIRFLEX 728 med den til GENCAL 7463. Disse resul- tåtene viser at en glanding av GENCAL 7463 og EXP-152 kan være et stabilt produkt til borefluidanvendelser.
Aluminiumforbindelse
Selv om PPT testresultater bekreftet en synergieffekt av ALPLEX med lateks ved stabilisering av leirskifer, er dette systemet skjørt og svært følsomt overfor en økning av saltkonsentrasjonen og temperaturen. Det ble oppdaget at 3% AIRFLEX 728 eller 3% GENCAL 7463 i en 20% NaCI-oppløsning ble flokkulert iløpet av noen få minutter ved å tilsette 4 lb/bbl (11,4 g/l) ALPLEX. Forutgående hydratasjon (prehydration) av ALPLEX i ferskvann eller tilsetning av ett eller annet overflateaktivt stoff (f.eks. EXP-152) forbedret faktisk stabiliteten til dette systemet ved lave temperaturer, men partikkelstørrelsen til lateksen var fremdeles svært påvirket av ALPLEX. De partiklene som var større enn 100 mikron i fluidet inneholdende ALPLEX, kan til dels være et resultat av uoppløselig lignitt (en bestanddel i ALPLEX). En lignende virkning ble også observert med GENCAL 7463. Lignitts dårlige løselighet og lave oppløsningshastighet i høye saltkonsentrasjoner er sannsynligvis hovedfaktoren som bidrar til nedsatt lateksstabilitet.
For å finne en polymerharpiks som var blandbar med et latekssystem, ble det utført ytterligere tester. FIG. 3 viser virkningene av forskjellige polymerharpikser på partikkelstørrelsesfordelingen til EXP-155. Blant de testede prøvene fremviste EXP-153 den beste blandbarheten med dette latekssystemet.
Et nytt aluminiumforbindelsesprodukt, EXP-154 (en blanding av 45% NaAI02, 45% EXP-153 og 10% natrium D-glukonat) ble tenkt ut til anvendelse i latekssystemet. FIG. 4 sammenligner virkningene på slamegenskapene med EXP-154 med ALPLEX i 12 Ib/gal (1,44 kg/l) 20% NaCI/NEW-DRILL/EXP-155 fluider. Den eksperimentelle aluminiumforbindelsen fremviser forbedret blandbarhet med lateks og biopolymerer. EXP-154 viste seg dessuten å kontrollere filtrering, både API og HTHP, bedre enn det ALPLEX gjør.
Test av poretrykktransmision
Det eksperimentelle latekssystemets virkninger på borehullstabiliteten ble vurdert med det tidligere beskrevne prøveapparatet for poretrykktransmisjon (PPT). En konservert Pierre II leirskifer-kjerne, 1 inch diameter ganger 0,9 inch lengde (2,54 cm x 2,29 cm lengde), anbringes mellom to stempler, som tidligere beskrevet i Eksempel 2. Periferien rundt leirskiferen og stemplene tettes med en gummimuffe. Pluggen orienteres med glideflatene i parallell eller høy permeabilitetsretning. Borefluid ved 300 psi (2.070 kPa) fortrenges ved hjelp av stempelet oppstrøms (borehullsiden) og sjøvann ved 50 psi (345 kPa) fortrenges ved hjelp av stempelet nedstrøms (formasjonssiden). Sjøvannet i nedstrømsstempelet holdes tilbake med en ventil. Når slamfiltrat går inn på borehullssiden av pluggen, forskyves fossilt grunnvann inn i formasjonsstempelet. Dette tilleggsvannet trykker sammen vannet inni stempelet og forårsaker dermed en trykkøning. Trykkøkningen i formasjonsstempelvannet måles som økning av formasjonstrykk
(FP).
Som vist i FIG. 5, frembringer EXP-154/EXP-155 fluidet de beste PPT-resultatene pr. i dag. Toppkurven er en standard salt/polymer. Den neste nedenfor er ALPLEX, den neste kurven er en EXP-154/AIRFLEX 728 formulering, nedenfor denne befinner EXP-154/EXP-155 formuleringen seg, og til sist, på bunnen, befinner seg et 80/20 ISOTEQ fluid, 25% CaCI2, 6 ppb (17,2 g/l) CARBO-GEL, og 10 ppb (28,6 g/l) OMNI-MUL. Uten nødvendigvis å bli begrenset til én forklaring, antas det at den overlegne ytelsen til EXP-154/EXP-155 fluidet skyldes, i det minste delvis, fluidets lille partikkelstørrelse. Som drøftet tidligere, ble GENCAL 7463 dispergert mer effektivt med EXP-152, hvilket resulterte i en mye større prosentandel partikler som var mindre enn én mikron.
Det ble også observert en synergieffekt mellom lateks og aluminiumforbindelse i disse testene. Slike resultater kan være relatert til det samtidige utfellingsforløpet (co-precipitation behavior) til EXP-155 og EXP-154. Det ble oppdaget at EXP-154 blir uoppløselig ved pH <10. Under denne betingelsen, vil EXP-155 alene ikke felle ut. Men når EXP-154 befinner seg i dette systemet, vil EXP-155 felles ut samtidig med EXP-154. På grunn av deres samtidige utfellings-forløp, vil partikler avsatt på leirskiferoverflaten bestå av lipofile og hydrofile bestanddeler. Dette multifasesystemet evner å skape en halvgjennomtrengelig membran, hvilket resulterer i en stor forbedring med hensyn til osmotisk virkningsgrad. En annen egenskap ved EXP-155 er at dens ultrafine partikler er elastomeraktige innenfor et stort temperaturområde. Når de utsettes for differensiert hydraulisk trykk, vil disse ultrafine partiklene ikke skjæres av eller brytes, men vil omformes og trenge inn i de fine sprekkdannelsene og danne en ugjennomtrengelig tetning. Ved temperaturene mellom Tg (glassovergangstemperatur) og Tm (smeltepunkt), vil de fleste polymerer fremvise gummiaktig elastisitet. Glassovergangstemperaturen til EXP-155 er 52°F (11°C). Ut i fra forholdet mellom Tg og Tm definert ved koordinater av Boyer, 1963, gjengitt i Billmeyer, Textbook of Polymer Science, Second Edition, Wiley-lnterscience, New York, 1971, s. 230, kan vi beregne at Tm for EXP-155 er omtrent 300°F (422°C). Dette temperaturområdet dekker de fleste anvendelsesområder for borefluider.
Fluidets sirkelstrømning viste seg å være et viktig element ved lateksens tetningsmekanisme. Dette ble utforsket i testene med EXP-155. Ettersom formuleringen inneholdt bare 1,5 volum% latekspartikler (EXP-155 er 50% aktiv), var det utilstrekkelig lateks tilstede i slammet til å frembringe tetning under statiske betgingelser. Med sirkulasjon akkumulerte imidlertid lateksen på overflaten og dannet en tetningsfilm. Standardprosedyren er å sirkulere slammet omtrent 7 timer etterfulgt av statisk eksponering over natten. Det forløper fire eller fem timer uten sirkulasjon før testen påbegynnes om morgenen. Denne statiske perioden eliminerer trykkdrift som følge av temperaturpåvirkninger ved å tillate temperatursvingning fra sirkulasjon til ekvilibrium.
Da testen ble påbegynt, falt formasjonstrykket fra 50 psi (345 kPa) til null, hvilket økte differensialtrykket fra 250 til 300 psi (1.720 til 2.070 kPa), som vist i
FIG. 6. Etter omtrent 30 timer, begynte pluggen å lekke og formasjonstrykket steg. Tilleggssirkulasjon tettet imidlertid lekkasjen iløpet av en time, og trykket falt igjen til null. I tidligere tester ble sirkulasjonen stanset etter en time, og pluggen begynte å lekke igjen etter 30 timer til. I denne testen ble sirkulasjonen startet igjen etter at trykket hadde steget til 60 psi (414 kPa) iløpet av 70 timer (FIG. 6). Men sirkulasjonen ble opprettholdt i 5 timer, i stedet for én som tidligere. Med noen få timers vedvarende sirkulasjon etter at den større trykkdifferensialen ble påvist, var gjen-smeltingen (seal) mer stabil. Trykket steg bare noen få psi iløpet av 45 timer.
Mikrofotografer av pluggytterflaten viste akkumulering av lateks langs mikro-sprekkdannelsene i leirskiferen. Ettersom volumet og hastigheten til filtreringsstrømmen som strømmer inn i disse sprekkene er svært lave, kan ikke filtrasjonen alene forklare lateksakkumuleringen ved bruddhalsen (crack throat). Innenfor disse bruddene er forholdet mellom leiroverflateområdet og filtratvolum svært stort, hvilket resulterer i stor utfelling av EXP-154. Årsaken kan ha sammen-heng med den samtidige utfellingsadferden til EXP-154 og EXP-155, som drøftet tidligere, uten å bli begrenset til noen særskilt forklaring. Utfellingen av aluminiumforbindelse ved pH <19 øker tilsynelatende lateksakkumuleringen ved bruddhalsen. Når tilstrekkelig lateks er avsatt til å stenge bruddåpningen, er sprekkdannelsen tettet og differensialtrykk påvises over lateksen. Differensialtrykket komprimerer lateksavsetningen til en fast tetning. En økning av differensialtrykket vil tilsynelatende forårsake at denne tetningen omformes over tid (omtrent 30 timer når det gjelder resultatene i FIG. 6), og/eller produserer ytterligere brudd i leirskiferen og at leirskiferen begynner å lekke, selv om oppfinnerne ikke nødvendigvis ønsker å bli begrenset av denne forklaringen. Ytterligere sirkulasjon tettet imidlertid raskt lekkasjene og gjenopprettet tetningen. Sirkulering etter at det fullstendige differensialtrykket var oppnådd, dannet en stabil tetning med kun en liten trykkøkning.
Lateksens virkning på slamegenskaper
De foregående resultater og drøftinger omhandler lateksstabilitet i borefluider og dens synergi med aluminiumforbindelser ved forbedring av slammets bekvemmelighet (inhabitability) for leirskiferformasjoner. Dessuten ble de forbedrede ytelsesparameterne som lateksproduktene tilveiebrakte også anerkjent. To lateksprøver, Latex A (8:1 blandet AIRFLEX 728 og EXP-152) og EXP-155 (8:1 blandet GENCAL 7463 og EXP-152), ble evaluert i 9,6 Ib/gal (1,15 kg/l) 20% NaCI og 12 Ib/gal (1,44 kg/l) 20% NaCI fluider. Virkningene av å tilsette 3 volum% av disse lateksproduktene illustreres i FIG. 7 og FIG. 8. Uten åpenbar innvirkning på fluidets reologi, avtok HTHP-fluidtapet ved 250 °F (121°C) så mye som 45% og 52% i 9,6 Ib/gal (1,15 kg/l) slam og 35% og 40% i 12lb/gal (1,44 kg/l) slam med Lateks A og EXP-155, respektivt. EXP-155 fremviser igjen bedre resultater enn AIRFLEX 728. Ytterligere tester med EXP-155 fremkommer i Tabell II.
Toksisitetstest
Resultatene etter 96 timers toksisk prøving med avstandsmåler av AIRFLEX 728, GENCAL 7463, EXP-152, EXP-154 og EXP-155 i 12 Ib/gal
(1,44 kg/l 20% NaCI/NEW-DRILL fluider fremkommer i FIG. 9. All produktene tilfredsstiller kravet for tømming av fluid i Mexicogolfen (30.000 ppm) og blir mindre toksiske etter faststoff-forurensning.
I den foregående spesifikasjonen, er oppfinnelsen beskrevet med henvisning til særskilte utførelsesformer av denne, og er påvist å være effektiv ved tilveiebringelsen av et vannbasert borefluid som effektivt evner å redusere graden (rate) av borefluidets trykkinvasjon gjennom borehullsveggen. Det skal imidlertid oppfattes at disse kan modifiseres og forandres på forskjellig vis, uten at dette avviker fra oppfinnelsens bredere holdning eller omfang, slik det fremstilles i de vedlagte krav. Spesifikasjonen skal følgelig betraktes på en illustrerende fremfor en restriktiv måte. For eksempel skal særskilte kombinasjoner av saltoppløsninger og latekser og med fellingsmidler og/eller overflateaktive fuktemidler eller salter som faller innenfor de påberopte parameterne, men som ikke er spesielt identi-fisert eller utprøvet i en særskilt sammensetning for å redusere trykkpenetrasjon av slam i leirskiferformasjoner, forutsettes å ligge innenfor foreliggende oppfinnelses omfang.
ORDLISTE
Claims (20)
1. Vannbasert borefluid,
karakterisert vedat det omfatter: a) en polymerlateks som evner å tilveiebringe en omformbar lateksfilm på minst en del av en underjordisk formasjon; b) vann omfattende salt; og c) et fellingsmiddel.
2. Vannbasert borefluid ifølge krav 1,
karakterisert vedat det videre omfatter et overflateaktivt stoff.
3. Vannbasert borefluid ifølge kravene 1, 2 eller 3,karakterisert vedat saltet i den mettede saltoppløsningen deri velges fra gruppen bestående av kalsiumklorid, natriumklorid, kaliumklorid, magnesiumklorid, kalsiumbromid, natriumbromid, kaliumbromid, kalsiumnitrat, natriumformiat, kaliumformiat, cesiumformiat, og blandinger av disse.
4. Vannbasert borefluid ifølge ethvert av de foregående kravene,karakterisert vedat polymerlateksen deri velges fra gruppen bestående av polymetyylmetakrylat, polyetylen, kopolymer av karboksylert styren/butadien, kopolymer av polyvinylacetat, kopolymer av polyvinylacetat/vinyl klorid/eten, kopolymer av polyvinylacetat/eten, naturlateks, polyisopren, poly-dimetylsiloxan, og blandinger av disse.
5. Vannbasert borefluid ifølge kravene 1, 2, 3 eller 4,karakterisert vedat fellingsmiddelet deri velges fra gruppen bestående av silikater, aluminiumforbindelser, og blandinger av disse.
6. Vannbasert borefluid ifølge kravene 2,3, 4 eller 5,karakterisert vedat det overflateaktive stoffet deri velges fra gruppen bestående av betainer, alkalimetallalkylenacetater, sultainer (sultaines), eterkarboksylater, og blandinger av disse.
7. Vannbasert borefluid ifølge ethvert av de foregående krav,karakterisert vedat polymerlateksen er tilstede i borefluidet i en mengde fra 0,1 til 10 volum% basert på det vannbaserte borefluidets totalvekt.
8. Vannbasert borefluid ifølge ethvert av kravene 1 til og med 7,karakterisert vedat fellingsmiddelet er tilstede i borefluidet i en mengde fra 0.25 til 20 lb/bbl (0,71 til 57,2 g/l) basert på det totale vannbaserte borefluidet.
9. Vannbasert borefluid ifølge ethvert av kravene 2 til og med 8,karakterisert vedat det overflateaktive stoffet er tilstede i borefluidet i en mengde fra 0,005 til 2 vekt% basert på det totale vannbaserte borefluidet.
10. Vannbasert borefluid ifølge ethvert av kravene 1 til og med 9,karakterisert vedat saltet er tilstede i borefluidet i en mengde fra 1 vekt% til metningspunktet basert på det totale vannbaserte borefluidet.
11. Fremgangsmåte for å hindre invasjon av borehullsveggen under boring med et vannbasert borefluid i en underjordisk formasjon,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter å: a) tilveiebringe et vannbasert borefluid som omfatter: i) en polymerlateks som evner å tilveiebringe en omformbar latekstetning på minst en del av en underjordisk formasjon; ii) vann som ved tilveiebringelsen av det vannbaserte borefluidet omfatter salt; og iii) fluidet ved tilveiebringelsen av det vannbaserte borefluidet videre omfatter et fellingsmiddel.
; og b) sirkulere det vannbaserte borefluidet i berøring med en borehullsvegg.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11,
karakterisert vedat fluidet ved tilveiebringelsen av det vannbaserte borefluidet videre omfatter et overflateaktivt stoff.
13. Fremgangsmåte ifølge kravene 11 og 12,
karakterisert vedat saltet deri velges fra gruppen bestående av kalsiumklorid, natriumklorid, kaliumklorid, magnesiumklorid, kalsiumbromid, natriumbromid, kaliumbromid, kalsiumnitrat, natriumformiat, kaliumformiat, cesiumformiat, og blandinger av disse.
14. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 11 til og med 13,karakterisert vedat polymerlateksen ved tilveiebringelsen av det vannbaserte borefluidet deri velges fra gruppen bestående av polymetylmetakrylat, polyetylen, karboksylert styren/butadien kopolymer, kopolymer av polyvinylacetat, kopolymer av polyvinylacetat/vinylklorid/etylen, kopolymer av polyvinylacetat/etylen, naturlateks, polyisopren, polydimetylsiloksan, og blandinger av disse.
15. Fremgangsmåte ifølge kravene 11,12, 13 eller 14,karakterisert vedat fellingsmiddelet ved tilveiebringelsen av det vannbaserte borefluidet deri velges fra gruppen bestående av silikater, aluminiumforbindelser, og blandinger av disse.
16. Fremgangsmåte ifølge kravene 12, 13,14 eller 15,karakterisert vedat det overflateaktive stoffet ved tilveiebringelsen av det vannbaserte borefluidet deri velges fra gruppen bestående av betainer, alkalimetallalkylenacetater, sultainer (sultaines), eterkarboksylater, og blandinger av disse.
17. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 11 til og med 16,karakterisert vedat polymerlateksen ved tilveiebringelsen av det vannbaserte borefluidet deri er tilstede i borefluidet i en mengde fra 0,1 til 10 volum% basert på det totale vannbaserte borefluidet.
18. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 11 til og med 17,karakterisert vedat fellingsmiddelet ved tilveiebringelsen av det vannbaserte borefluidet deri er tilstede i en mengde fra 0.25 til 20 lb/bbl (0,71 til 57,2 g/l) basert på det totale vannbaserte borefluidet.
19. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 12 til og med 18,karakterisert vedat det overflateaktive stoffet ved tilveiebringelsen av det vannbaserte borefluidet deri er tilstede i en mengde fra 0,005 til 2 volum% basert på det totale vannbaserte borefluidet.
20. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 11 til og med 19,karakterisert vedat saltet ved tilveiebringelsen av det vannbaserte borefluidet deri er tilstede i en mengde fra 1 vekt% til metningspunktet basert på det totale vannbaserte borefluidet.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US21116200P | 2000-06-13 | 2000-06-13 | |
| US09/785,842 US6703351B2 (en) | 2000-06-13 | 2001-02-16 | Water-based drilling fluids using latex additives |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20012891D0 NO20012891D0 (no) | 2001-06-12 |
| NO20012891L NO20012891L (no) | 2001-12-14 |
| NO329811B1 true NO329811B1 (no) | 2010-12-20 |
Family
ID=26905900
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20012891A NO329811B1 (no) | 2000-06-13 | 2001-06-12 | Vannbaserte borefluider med anvendelse av lateksadditiver |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US6703351B2 (no) |
| AU (1) | AU783837B2 (no) |
| BR (1) | BR0104058B1 (no) |
| CA (1) | CA2350154C (no) |
| GB (1) | GB2363622B (no) |
| NO (1) | NO329811B1 (no) |
Families Citing this family (70)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| WO2005012456A1 (en) * | 2003-07-31 | 2005-02-10 | Baker Hughes Incorporated | Water-based drilling fluids using latex additives |
| US7749945B2 (en) * | 2000-06-13 | 2010-07-06 | Baker Hughes Incorporated | Invert emulsion drilling fluid systems comprising an emulsified aqueous phase comprising dispersed integral latex particles |
| US20060270562A1 (en) * | 2003-08-04 | 2006-11-30 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluids with redispersible polymer powders |
| US7271131B2 (en) * | 2001-02-16 | 2007-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Fluid loss control and sealing agent for drilling depleted sand formations |
| US6989353B2 (en) * | 2002-06-19 | 2006-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for reducing sag in drilling, completion and workover fluids |
| WO2004026987A1 (en) * | 2002-09-17 | 2004-04-01 | M-Il.L.C. | Membrane forming in-situ polymerization for water based drilling fluids |
| US6910535B2 (en) * | 2002-11-15 | 2005-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for enhancing the stability of a water sensitive, reactive subterranean formation |
| US6702021B1 (en) | 2002-11-15 | 2004-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and drilling fluids for drilling well bores and sealing pipe strings therein |
| US7786049B2 (en) * | 2003-04-10 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations |
| US7087554B2 (en) * | 2003-04-10 | 2006-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations |
| EP1623088A1 (en) * | 2003-04-15 | 2006-02-08 | Cabot Corporation | Method to recover brine from drilling fluids |
| US7032669B2 (en) * | 2003-07-31 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids |
| CN100419038C (zh) * | 2003-07-31 | 2008-09-17 | 贝克休斯公司 | 使用胶乳添加剂的水基钻井液 |
| US20050101491A1 (en) * | 2003-11-11 | 2005-05-12 | Vollmer Daniel P. | Cellulosic suspensions employing alkali formate brines as carrier liquid |
| US7439210B2 (en) * | 2004-04-24 | 2008-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations |
| US7825072B2 (en) * | 2004-04-24 | 2010-11-02 | Halliburton Energy Services Inc. | Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations |
| US7178610B2 (en) * | 2004-08-11 | 2007-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids comprising polyoxazoline compositions and methods of use in subterranean formations |
| 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 |
| US20080312083A1 (en) * | 2004-12-30 | 2008-12-18 | Rhodia Chimie | Herbicidal Composition Comprising and Aminophosphate or Aminophosphonate Salt and a Betaine |
| US7599828B2 (en) * | 2005-03-01 | 2009-10-06 | Microsoft Corporation | Grammatically correct contraction spelling suggestions for french |
| US20060217270A1 (en) * | 2005-03-24 | 2006-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids comprising resilient material |
| US7264053B2 (en) * | 2005-03-24 | 2007-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using wellbore servicing fluids comprising resilient material |
| US7943555B2 (en) * | 2005-04-19 | 2011-05-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Wellbore treatment kits for forming a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation |
| US7905287B2 (en) * | 2005-04-19 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation |
| US8455404B2 (en) * | 2005-07-15 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations |
| US7833945B2 (en) * | 2005-07-15 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations |
| NZ598569A (en) | 2005-11-14 | 2013-04-26 | Rhodia | Surfactant is sulfonate in an agricultural adjuvant compositions, pesticide compositions, and methods for using such compositions |
| US8132623B2 (en) * | 2006-01-23 | 2012-03-13 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using lost circulation compositions |
| US7776797B2 (en) | 2006-01-23 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions |
| US7549474B2 (en) * | 2006-05-11 | 2009-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor |
| US20080060811A1 (en) * | 2006-09-13 | 2008-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to control the physical interface between two or more fluids |
| US7635028B2 (en) | 2006-09-18 | 2009-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine |
| US7398829B2 (en) * | 2006-09-18 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures |
| US8481462B2 (en) | 2006-09-18 | 2013-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids |
| US7779915B2 (en) * | 2006-09-18 | 2010-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures |
| US20100029483A1 (en) | 2006-10-16 | 2010-02-04 | Rhodia Inc. | Agricultural adjuvant compositions, pesticide compositions, and methods for using such compositions |
| EP1923369A1 (de) * | 2006-11-17 | 2008-05-21 | Elotex AG | Trockenzementformulierung zum Zementieren von Erdbohrlöchern |
| US7740068B2 (en) * | 2007-02-09 | 2010-06-22 | M-I Llc | Silicate-based wellbore fluid and methods for stabilizing unconsolidated formations |
| FR2913350B1 (fr) * | 2007-03-08 | 2010-05-21 | Rhodia Recherches & Tech | Utilisation d'une betaine a titre d'agent moussant et d'agent de reduction du drainage de la mousse |
| FR2914647B1 (fr) * | 2007-04-05 | 2011-10-21 | Rhodia Recherches Et Tech | Copolymere comprenant des unites betainiques et des unites hydrophobes et/ou amphiphiles,procede de preparation,et utilisations. |
| CO6030029A1 (es) * | 2007-05-23 | 2009-04-30 | Mi Llc | Uso de emulsiones epoxicas directas para estabilizacion de orificio de pozo |
| CA2606537C (en) * | 2007-05-23 | 2010-12-21 | M-I Llc | Use of invert epoxy emulsions for wellbore stabilization |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
| CN101932236A (zh) * | 2007-11-07 | 2010-12-29 | 罗地亚管理公司 | 包含氨基磷酸盐或氨基膦酸盐和粘度降低剂的除草组合物 |
| US20110030961A1 (en) * | 2007-11-21 | 2011-02-10 | Maxey Jason E | Treatment of Fluids that Increase in Viscosity at or Above a Threshold Temperature and Methods of Formulating and Using Such Fluids |
| US20090143255A1 (en) * | 2007-11-30 | 2009-06-04 | Funkhouser Gary P | Methods and Compositions for Improving Well Bore Stability in Subterranean Formations |
| CN102083939B (zh) | 2008-05-05 | 2014-02-19 | M-I有限公司 | 用于减少井筒滤失和滤液损失的方法和水性基井筒流体 |
| US8748344B2 (en) * | 2009-07-14 | 2014-06-10 | Rhodia Operations | Agricultural adjuvant compositions, pesticide compositions, and methods for using such compositions |
| US8822386B2 (en) | 2010-06-28 | 2014-09-02 | Baker Hughes Incorporated | Nanofluids and methods of use for drilling and completion fluids |
| US8841235B2 (en) | 2010-08-10 | 2014-09-23 | Rhodia Operations | Agricultural pesticide compositions |
| US8476201B2 (en) * | 2010-12-23 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids having reduced sag potential and related methods |
| US9133385B2 (en) * | 2012-09-30 | 2015-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for improving high temperature rheology in drilling fluids |
| US20140162910A1 (en) * | 2012-12-10 | 2014-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Servicing Compositions and Methods of Making and Using Same |
| CN102994057B (zh) * | 2012-12-12 | 2016-09-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐温抗盐调剖剂及其制备方法 |
| CN103965844B (zh) * | 2013-01-30 | 2016-08-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低密度微泡修井液 |
| US9963629B2 (en) * | 2013-03-14 | 2018-05-08 | Stepan Company | Foamers for unloading high-condensate gas wells |
| JP6216675B2 (ja) * | 2014-03-31 | 2017-10-18 | 株式会社クラレ | スラリー用添加剤、掘削泥水及びセメントスラリー |
| US9528040B2 (en) | 2014-07-03 | 2016-12-27 | ViChem Speciality Products LLC | Additives for boosting performance of water-based drilling fluids, drilling fluids including same, and methods of making and using same |
| CA3005556A1 (en) * | 2017-05-24 | 2018-11-24 | Relborgn Pty Ltd | Method of limiting permeability of a matrix to limit liquid and/or gas inflow |
| US10329883B2 (en) | 2017-09-22 | 2019-06-25 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | In-situ neutralization media for downhole corrosion protection |
| PL235336B1 (pl) * | 2018-01-15 | 2020-06-29 | Inst Nafty I Gazu Panstwowy Inst Badawczy | Płuczka wiertnicza lateksowo-glinowa |
| 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 |
| EA202191326A1 (ru) | 2018-12-12 | 2021-08-17 | ШЕВРОН ФИЛЛИПС КЕМИКАЛ КОМПАНИ ЭлПи | Буровые композиции для ствола скважины |
| US11499081B2 (en) * | 2020-08-04 | 2022-11-15 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Stabilized water-dispersible latex additives for drilling fluids |
| US11945992B2 (en) | 2022-08-04 | 2024-04-02 | Saudi Arabian Oil Company | Polymer-based latex for drilling fluids |
| US11713410B1 (en) * | 2022-08-04 | 2023-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | Polymer-based latex for cementing fluids |
Family Cites Families (33)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2809179A (en) * | 1954-07-23 | 1957-10-08 | Goodyear Tire & Rubber | Rubber barytes compositions and methods of preparation |
| GB1314926A (en) * | 1970-03-02 | 1973-04-26 | Beiersdorf Ag | Urea-derivatives |
| US3730271A (en) | 1971-11-19 | 1973-05-01 | Phillips Petroleum Co | Method of selectively plugging a formation with a polymeric elastomer latex-brine mixture |
| US3780806A (en) | 1972-01-31 | 1973-12-25 | Nalco Chemical Co | Inverted mixed latex for water flooding |
| US3724547A (en) | 1972-01-31 | 1973-04-03 | Nalco Chemical Co | Inverted latex water flooding method |
| US4486316A (en) * | 1979-02-02 | 1984-12-04 | Nl Industries, Inc. | Borehole drilling fluid and method |
| GB2074636B (en) | 1980-04-28 | 1984-05-10 | Grace W R & Co | Fluid loss control system |
| US4436636A (en) * | 1981-12-21 | 1984-03-13 | Nl Industries, Inc. | Invert emulsion well servicing fluids |
| NO162810C (no) * | 1982-04-06 | 1992-08-13 | Schlumberger Cie Dowell | Sementoppslemming og fremgangsmaate for sementering av oljebroenner og geotermiske broenner. |
| GB2131067A (en) | 1982-11-17 | 1984-06-13 | Doverstrand Ltd | Improvements in drilling fluids |
| DE3400164A1 (de) * | 1983-01-14 | 1984-07-19 | Sandoz-Patent-GmbH, 7850 Lörrach | Fluessigkeitsverluste vermindernde additive fuer bohrlochbearbeitungsfluessigkeiten |
| US4458050A (en) * | 1983-01-24 | 1984-07-03 | Basf Wyandotte Corporation | Polymer dispersions and their uses |
| US4740319A (en) * | 1984-04-04 | 1988-04-26 | Patel Arvind D | Oil base drilling fluid composition |
| GB2164370B (en) | 1984-09-11 | 1988-01-27 | Shell Int Research | Drilling fluid |
| US5164433A (en) * | 1991-04-17 | 1992-11-17 | Rheox, Inc. | Rheological agents and thickeners |
| AU2923292A (en) | 1991-10-31 | 1993-06-07 | Union Oil Company Of California | Thermally stable oil-base drilling fluid |
| US5346011A (en) * | 1993-04-01 | 1994-09-13 | Halliburton Company | Methods of displacing liquids through pipes |
| US5372641A (en) * | 1993-05-17 | 1994-12-13 | Atlantic Richfield Company | Cement slurries for wells |
| US5527753A (en) | 1994-12-13 | 1996-06-18 | Fmc Corporation | Functionalized amine initiators for anionic polymerization |
| US5605879A (en) * | 1995-04-17 | 1997-02-25 | Baker Hughes Incorporated | Olefin isomers as lubricants, rate of penetration enhancers, and spotting fluid additives for water-based drilling fluids |
| GB2304754A (en) | 1995-08-24 | 1997-03-26 | Albright & Wilson | Drilling fluids |
| US5805872A (en) * | 1995-09-08 | 1998-09-08 | Digital Equipment Corporation | Apparatus for generation of control signals from the read cycle rate and read speed of a memory |
| US5837655A (en) * | 1996-05-01 | 1998-11-17 | Halliday; William S. | Purified paraffins as lubricants, rate of penetration enhancers, and spotting fluid additives for water-based drilling fluids |
| US5913364A (en) * | 1997-03-14 | 1999-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing subterranean zones |
| US6197878B1 (en) * | 1997-08-28 | 2001-03-06 | Eastman Chemical Company | Diol latex compositions and modified condensation polymers |
| US6328106B1 (en) * | 1999-02-04 | 2001-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing subterranean zones |
| US6234251B1 (en) * | 1999-02-22 | 2001-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resilient well cement compositions and methods |
| GB2351986B (en) | 1999-07-13 | 2002-12-24 | Sofitech Nv | Latex additive for water-based drilling fluids |
| 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 |
| US6508306B1 (en) * | 2001-11-15 | 2003-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for solving lost circulation problems |
| US7381755B2 (en) * | 2002-09-27 | 2008-06-03 | Eastman Kodak Company | Inkjet ink composition and ink/receiver combination |
| 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 |
-
2001
- 2001-02-16 US US09/785,842 patent/US6703351B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-06-07 AU AU51802/01A patent/AU783837B2/en not_active Expired
- 2001-06-08 CA CA002350154A patent/CA2350154C/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-06-12 NO NO20012891A patent/NO329811B1/no not_active IP Right Cessation
- 2001-06-13 BR BRPI0104058-8A patent/BR0104058B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-06-13 GB GB0114390A patent/GB2363622B/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-08-04 US US10/634,334 patent/US7393813B2/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU5180201A (en) | 2001-12-20 |
| US6703351B2 (en) | 2004-03-09 |
| US20040110644A1 (en) | 2004-06-10 |
| CA2350154A1 (en) | 2001-12-13 |
| BR0104058B1 (pt) | 2011-12-27 |
| NO20012891D0 (no) | 2001-06-12 |
| GB2363622A (en) | 2002-01-02 |
| GB2363622B (en) | 2003-04-02 |
| GB0114390D0 (en) | 2001-08-08 |
| NO20012891L (no) | 2001-12-14 |
| CA2350154C (en) | 2006-08-15 |
| AU783837B2 (en) | 2005-12-15 |
| BR0104058A (pt) | 2002-01-22 |
| US20020160919A1 (en) | 2002-10-31 |
| US7393813B2 (en) | 2008-07-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO329811B1 (no) | Vannbaserte borefluider med anvendelse av lateksadditiver | |
| AU2004273027C1 (en) | Fluid loss control and sealing agent for drilling depleted sand formations | |
| US9840652B2 (en) | Water-based drilling fluid with cyclodextrin shale stabilizer | |
| US3738437A (en) | Drilling process using a shale protecting polymer drilling fluid system | |
| US4830765A (en) | Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same | |
| EP1431368A1 (en) | Fluid loss reducer for high temperature high pressure water-based mud application | |
| US4547299A (en) | Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent | |
| NO157705B (no) | Borevske i form av en vann-i-olje-emulsjon. | |
| NO316450B1 (no) | Vannbasert borefluid og borefluid-additiv-blanding | |
| NO344585B1 (no) | Fremgangsmåte for å hemme borehullsvegginvasjon under boring med et vannbasert borefluid | |
| CN100419038C (zh) | 使用胶乳添加剂的水基钻井液 | |
| Mondshine | A new potassium based mud system | |
| US3738934A (en) | Oil base drilling fluid composition and process | |
| EP1814961B1 (en) | Environmentally friendly water based mud deflocculant/thinner | |
| Larsen | Use of clay in drilling fluids | |
| Al-Riyamy | Synthesis and characterization of reversible emulsions: Application to Completion Fluids | |
| GB2226964A (en) | Method of providing a stable suspension of non-swelling particulate matter | |
| Van Wingen | A Method for Evaluating Pressure Maintenance | |
| SOUTHARD | Driers and Metallic Soaps (see Paints and Varnishes) | |
| Carney et al. | Practical guide for testing and maintenance of high temperature drilling fluids during drilling, coring, logging, and cementing wellbores |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |