NO331827B1 - Oljebasert bore- og hjelpefluid, dets anvendelse samt fremgangsmate for a oke den termiske stabilitet - Google Patents
Oljebasert bore- og hjelpefluid, dets anvendelse samt fremgangsmate for a oke den termiske stabilitet Download PDFInfo
- Publication number
- NO331827B1 NO331827B1 NO20035594A NO20035594A NO331827B1 NO 331827 B1 NO331827 B1 NO 331827B1 NO 20035594 A NO20035594 A NO 20035594A NO 20035594 A NO20035594 A NO 20035594A NO 331827 B1 NO331827 B1 NO 331827B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- silica
- viscosity
- concentration
- pounds per
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 104
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 16
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 112
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 17
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 16
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 16
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 16
- 239000000499 gel Substances 0.000 claims description 10
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 claims description 6
- 239000004964 aerogel Substances 0.000 claims description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000003017 thermal stabilizer Substances 0.000 claims description 3
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 claims 1
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 14
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 abstract description 10
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 25
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 18
- 241000589634 Xanthomonas Species 0.000 description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 230000001698 pyrogenic effect Effects 0.000 description 6
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 6
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 239000002535 acidifier Substances 0.000 description 5
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 5
- -1 silicate anion Chemical class 0.000 description 5
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 4
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 3
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 3
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 2
- IHBCFWWEZXPPLG-UHFFFAOYSA-N [Ca].[Zn] Chemical compound [Ca].[Zn] IHBCFWWEZXPPLG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000013538 functional additive Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M potassium acetate Chemical compound [K+].CC([O-])=O SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N (3e,6e)-deca-3,6-diene Chemical compound CCC\C=C\C\C=C\CC GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N 0.000 description 1
- KPZGRMZPZLOPBS-UHFFFAOYSA-N 1,3-dichloro-2,2-bis(chloromethyl)propane Chemical compound ClCC(CCl)(CCl)CCl KPZGRMZPZLOPBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VXEGSRKPIUDPQT-UHFFFAOYSA-N 4-[4-(4-methoxyphenyl)piperazin-1-yl]aniline Chemical compound C1=CC(OC)=CC=C1N1CCN(C=2C=CC(N)=CC=2)CC1 VXEGSRKPIUDPQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000589158 Agrobacterium Species 0.000 description 1
- 241000588986 Alcaligenes Species 0.000 description 1
- 241000186063 Arthrobacter Species 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- AEMOLEFTQBMNLQ-AQKNRBDQSA-N D-glucopyranuronic acid Chemical class OC1O[C@H](C(O)=O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O AEMOLEFTQBMNLQ-AQKNRBDQSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- 241000233866 Fungi Species 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 241000589516 Pseudomonas Species 0.000 description 1
- 241000589180 Rhizobium Species 0.000 description 1
- 241001558929 Sclerotium <basidiomycota> Species 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- WNFHGZLVUQBPMA-JSCKKFHOSA-M Sodium glucuronate Chemical compound [Na+].O=C[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)C([O-])=O WNFHGZLVUQBPMA-JSCKKFHOSA-M 0.000 description 1
- 241000063699 Xanthomonas campestris pv. hederae Species 0.000 description 1
- 241000194062 Xanthomonas phaseoli Species 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 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
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 125000005263 alkylenediamine group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001414 amino alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 125000001033 ether group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000004021 humic acid Substances 0.000 description 1
- 238000011081 inoculation Methods 0.000 description 1
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000008204 material by function Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 description 1
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 description 1
- UVGZJJKEELPWRH-JSCKKFHOSA-M potassium (2S,3S,4S,5R)-2,3,4,5-tetrahydroxy-6-oxohexanoate Chemical compound [K+].O=C[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)C([O-])=O UVGZJJKEELPWRH-JSCKKFHOSA-M 0.000 description 1
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 239000012066 reaction slurry Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000005049 silicon tetrachloride Substances 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 238000003878 thermal aging Methods 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/82—Oil-based compositions
-
- 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
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/64—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
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)
- Lubricants (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Pens And Brushes (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Silicon Compounds (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Cleaning Implements For Floors, Carpets, Furniture, Walls, And The Like (AREA)
Abstract
Oppfinnelsen tilveiebringer (1) en fremgangsmåte for å øke den termiske stabiliteten til oljebasert væske som inneholder en silikaviskositetsøker med høyt overflateareal deri ved å tilsette en vannoppløselig polymer dertil; og (2) et borefluid, kompletteringsfluid, overhalingsfluid eller hjelpefluid som omfatter en oljebasert væske, en vannoppløselig biopolymer og en silikaviskositetsøker med et høyt overflateareal. Fremgangsmåten og fluidet kan eventuelt inneholde et polart tilsetningsstoff med lav molekylvekt som foretrukket har en molekylvekt som er mindre enn omtrent 400 og inneholdende en eller flere polare grupper per molekyl valgt fra gruppen som omfatter hydroksyl, amino og blandinger derav.
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører oljebaserte eller oljeaktige (heretter betegnet oljebaserte) bore- og hjelpefluider (kompletteringsfluider, overhalingfluider, sandkon-trollfluider, perforeringsfluider, fraktureringsfluider og lignende kjente fluider). Spesielt vedrører oppfinnelsen fullstendige oljefluider som inneholder en silikaviskositets-øker som er kjennetegnet ved en høy lav-skjærhastighetsviskositet og skjærtynnende indeks.
Oppfinnelsen vedrører også anvendelse av fluidet, samt en fremgangsmåte for å øke den termiske stabilitet, som indikert ved den lave skjærhastighetsviskositeten, til et oljebasert bore- og hjelpefluid inneholdende en silikaviskositetsøker.
Det er vel kjent innen olje- og gassboring og vedlikehold å anvende fluider som utviser en økt lav-skjærhastighetsviskositet (heretter noen ganger omtalt som "LSRV"("Low shear rate viscosity")) og skjærtynnende indeks (heretter noen ganger omtalt som "STI"("shear thinning index")). Se f.eks. de etterfølgende US patenter: Dobson, Jr. et al. 5 728 642 ("heavy brine based fluids"); Dobson, Jr. et al.5 804 535 ("formåte brine based fluids"); Brookey 5 881 826 ("aqueous aphron-containing fluids"); Dobson, Jr. et al. 5 942 468 ("invert (water-in-oil) emulsion based fluids"); House 5 977 030 ("water-in-oil emulsions"); Brookey et al. 6 156 708 ("oil base aphron-containing fluids") og Dobson, Jr. et al. 6 300 286 ("divalent cation-containing brine base fluids").
Det er vel kjent at visse vannbaserte biopolymer-inneholdende fluider er skjærtynnende, de utviser en høy lav-skjærhastighetsviskositet og en lav høy-skjærhastighetsviskositet. En skjærhastighetsviskositet som er nær 0, (0,06 til 0,11 sek<-1>) gir en numerisk verdi som er relatert til et fluids evne til å suspendere partikler eller borekaks under statiske forhold. Motsatt vil viskositet målt ved skjærhastighet over 20 sek<-1>relatere til et fluids hullrengjøringskapasitet under ringroms strømningsbetingelser. Slike fluider har vært svært vel- lykkede for anvendelse ved høyvinkelboring og ved horisontal-boring. Se f.eks.: (l)"Drill-In Fluids Improve High-Angle Well Production", Supplement to Petroleum Engineer International, March, 1995, p. 5-11; and (2) "Soluble Bridging Particle Drilling System Generates Sucessful Completions in Unconsolidated Sand Reservoirs", J. Dobson and D. Kayga, presented at the 5th International Conference on Horizontal Well Technology, Amsterdam, The Netherlands, July 14-16, 1993.
I Dobson, Jr. et al. US patent nr. 5 616 541 er det omtalt anvendelse av amorf silika som en viskositetsøker i kalsium-og sinkholdige saltoppløsninger med høy tetthet. I Dobson, Jr. et al. US patent nr. 5 728 652 er det omtalt tilveie-bringelse av kalsium- og zinkholdige saltoppløsninger inneholdende en eller flere polysakkarid-polymer-viskositetsøkere og en amorf silikaviskositetsøker deri.
Det er kjent at visse oljebaserte væsker som petroleumsoljer eller fraksjoner derav, eller andre hydrokarbonvæsker, kan gjøres viskøse eller tyknes ved tilsetningen dertil av bestemte silikaviskositetsøkere (eller tykningsmidler). Generelt kan en økning i effektivitet av den viskositetsøkende prosess og en reduksjon i silikakonsentrasjonen gjennomføres ved tilsetningen av polare organiske forbindelser med lav molekylvekt til fluidet som kan absorbere på overflaten av silikapartiklene med dannelse av en bro derimellom.
Man har funnet at viskositeten til oljebaserte fluider som inneholder en silikaviskositetsøker avtar i viskositet, særlig lav-skjærhastighetsviskositet, under aldring av fluidene ved økte temperaturer.
Det er således et formål for den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en metode for å øke den termiske stabiliteten til oljebaserte bore- og hjelpefluider som inneholder en sili-kaviskositetsøker .
Det er annet formål for den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe oljebaserte bore- og hjelpefluider som inneholder en silikaviskositetsøker som utviser økt termisk stabilitet som indikert ved lav-skjærhastighetsviskositeten til fluidet.
Disse og andre formål med oppfinnelsen som vil fremgå for en fagkyndig ved å lese den foreliggende beskrivelse er oppnådd ved å innlemme, i fluidene, en vannoppløselig biopolymer i en mengde som er tilstrekkelig til å øke fluidenes termiske stabilitet.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører således et fullstendig oljebasert bore- og hjelpefluid, som omfatter en oljebasert væske, en silikaviskositetsøker og en xantangummi termisk stabilisator, hvor konsentrasjonen av silikaviskositetsøkeren er fra 2,85 til 28,5 g/l av fluidet (fra 1,0 til 10 pounds per 42 gallon barrel) og konsentrasjonen av xantangummien er fra 0,71 til 28,5 g/l av fluidet (fra 0,25 til 10 pounds per 42 gallon barrel).
Oppfinnelsen vedrører også anvendelse av fluidet som angitt i hvilket som helst av kravene 1 til 3 i en fremgangsmåte for å komplettere eller overhale en brønn hvor fluidet er tilstede i brønnens borehull.
Endelig vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte for å øke den termiske stabilitet, som indikert ved den lave skjærhastighetsviskositeten, til et oljebasert bore- og hjelpefluid inneholdende en silikaviskositetsøker, som omfatter tilsetning av en xantangummi til fluidet, hvor den lave skjærhastighetsviskositeten er oppnådd ved anvendelse av et Brookfield Model LVTDV-I viskosimeter med en nummer 2 eller 3 spindel ved 0,3 omdreininger per minutt (skjærhastighet på 0, 063 sek-1) .
Idet oppfinnelsen kan underkastes forskjellige modifikasjoner og alternative former, skal spesifikke utførelser derav beskrives heri mere detaljert og som vist ved hjelp av eksempler.
Blandingene kan omfatte, bestå i alt vesentlig av, eller bestå av de angitte materialer. Fremgangsmåten kan omfatte, bestå i alt vesentlig av eller bestå av de angitte trinn med de angitte materialer.
Oljebaserte væsker som er passende for anvendelse i fluidene ifølge oppfinnelsen kan velges fra hvilke som helst kjente oljebaserte væsker med et høyt flammepunkt slik som mineral-olje, dieselolje, andre petroleumsfraksjoner, syntetiske estere, syntetiske etere, syntetiske hydrokarboner slik som interne olefiner, polyalfaolefiner, og lignende, og råoljer. Miljømessige aksepterbare oljer med lav toksisitet er foretrukne .
En amorf silikaviskositetsøker, som kjent og akseptert innen
teknikken, er enten avledet ved en flytende fase-prosess eller en damp-prosess. Silikaer oppnådd ved damp-prosessen betegnes røksilikaer eller pyrogeniske silikaer. Produkter oppnådd ved væskeprosessen kategoriseres som silikageler
og presipiterte silikaer. Der er således tre distinkte typer av syntetiske silikaer på markedet:
1. Pyrogeniske silikaer
Pyrogeniske silikaer eller røksilikaer fremstilles ved å reagere silisiumtetrakloriddamp med oksygen og hydrogengass ved høye temperaturer. Disse produkter har høye eksterne overflatearealer og avviker fra andre silikaer (f.eks. geler, presipiterte silikaer) fremstilt fra den flytende fase-prosessen. Cabot og DeGussa er to leverandører av pyrogeniske silikaer.
2.Silikageler
Silikageler er av to typer: hydrogeler og aerogeler. Hydrogeler fremstilles ved å reagere et oppløselig silikat som natriumsilikat med sterk svovelsyre. Gelen vaskes saltfri, tørkes, mikroniseres og klassifiseres deretter. Aerogeler fremstilles fra rå-hydrogeler ved å erstatte vanninnholdet deri med en alkohol. Alkoholen utvinnes deretter ved å opp-varme gelen i en autoklav.
Aerogeler er lettere og luftigere enn hydrogeler fordi krymp-ingen av gelstrukturen unngås under tørkeprosessen. Geler har svært store overflatearealer, generelt i området fra 300-1000 m<2>/g og høye porøsiteter. Silikageler tilbys f.eks. av W.R. Grace and Company under handelsnavnet "Syloid", av Monsanto under handelsnavnet "Santocel" og av Glidden under handelsnavnet "Silicron".
3. Presipiterte silikaer
Presipiterte silikaer fremstilles ved destabiliseringen og presipiteringen av silika fra oppløselig silikat ved tilsetning av en mineralsyre og/eller sure gasser. Reaktantene inkluderer således et alkalimetallsilikat og en mineralsyre, slik som svolvelsyre eller et surgjørende middel som CO2.
Når det surgjørende middel tilsettes til alkalimetallsilikatet på et vist punkt under prosessen, begynner silika å presipitere. Tilsetningen av det surgjørende middel fort-settes inntil M2O av alkalimetallsilikatet (M er alkali-metallet) av det endelige silika er mindre enn omtrent 1 vekt%. Således, som en generell regel, tilsettes det sur-gjørende middel til alkalimetallsilikatet for å nøytralisere alkalidelen bundet til silikatanionet. Reaksjonsslurryen filtreres og vaskes fri for reaksjonsbiprodukt, som er alkalimetallsaltet av det surgjørende middel. Filterkaken tørkes og males for å oppnå et silika med ønsket finhetsgrad.
For å være et effektivt tykningsmiddel må silika være av en fin størrelse. Med fin størrelse menes at silikaet må være i et partikkelstørrelsesområde som er mindre enn 100 millimikron. Disse silikamaterialer kan enten initialt være av den lille partikkelstørrelse, eller de vil lett deaggregeres eller desintegreres til denne lille partikkelstørrelsen når de blandes inn i væsken som skal fortykkes. Svært anvendbare silika-tykningsmidler er generelt blitt produsert ved hjelp av pyrogeniske teknikker. Disse silikaer er det termiske nedbrytningsprodukt av silikatetraklorid. En viktig egenskap hos disse pyrogeniske silikamaterialer er at de aggregerer løst til omtrent en 0,5 til 5 um størrelse, men som ved blanding i en væske lett deaggregerer til partikler med størrelse som er mindre enn 100 millimikron.
Silika-tykningsmidler er også blitt fremstilt ved aerogelpro-sesser. Disse er generelt ikke så gode til å fortykke væsker som pyrogeniske silikaer.
US patent nr. 4 216 113 omhandler en modifisert hydrogelpro-sess som produserer silika-tykningsmidler med et partikkel-størrelsesområde fra 0,5 til 5 um. De deaggregerer lett ved konvensjonell blanding til partikkelstørrelser som er mindre enn 100 millimikron. En kommersiell tilgjengelig presipitert silika-viskositetsøker er HI-SIL T-600, et produkt fra PPF Industries, Inc. Den har en gjennomsnittlig maksimal par-tikkelstørrelse på 21 millimikron og en gjennomsnittlig agglo-mereringsstørrelse på 1,6 um.
De pyrogeniske røksilikaer er foretrukne.
Den biopolymere termiske stabilistor som er anvendbar ved utførelsen av denne oppfinnelse er en xantomonasgummi (xantangummi). Xantomonasgummi er kommersielt tilgjengelig. Den er omfattende anvendt som viskositetsøker og suspensjons-middel i en rekke fluider, idet xantomonasgummi kan fremstilles ved fermenteringen av karbohydrat med bakterier av slekten Xanthomonas. Som representative for disse bakterier kan man nevne Xanthomonas campestris, Xanthomonas phaseoli, Xanthomonas mulvacearn, Xanthomonas carotoe, Xanthomonas traslucens, Xanthomonas hederae og Xanthomonas papavericoli. Gummien fremstilt ved hjelp av bakterien Xanthomonas campestris er foretrukket for formålet i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse. Fermenteringen involverer vanligvis inokulering av en fermenterbar buljong inneholdende et karbohydrat, forskjellige mineraler og en nitrogenproduserende forbindelse. En rekke modifikasjoner i fermenterings-prosedyren og påfølgende prosessering anvendes kommersielt.
På grunn av de mange fermenteringsteknikker og forskjeller i prosesseringsoperasjon etter fermentering, vil forskjellige produksjonsserier av xantomonasgummier ha noe forskjellige solubilitet og viskositetsegenskaper. Xantomonasgummier som er anvendbare i forbindelse med utførelsen av den foreliggende oppfinnelse er relativt hydratiserbare xantomonasgummier.
Kolloidet er en polymer inneholdende mannose, glukose, gluku-ronsyresalter som kaliumglukuronat, natriumglukuronat eller lignende, og acetylradikaler. Andre Xanthomonas bakterier er blitt funnet som produserer den hydrofile gummi og hvilket som helst av xantangummiene og deres derivater og kan anvendes i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse. Xantangummi er et rettkjedet polysakkarid med høy molekylvekt som er lettoppløselig i vann til å danne et viskøst fluid.
Betegnelsen "biopolymer" er ment til å bety et ekstracellulært polysakkarid med høy molekylvekt, i overkant av 500 000, fremstilt ved fermentering av en karbohydratkilde ved innvirk-ningen av bakterier eller sopp. Representative mikroorganismer er slektene Xanthomonas, Pseudomonas, Agrobacterium, Arthrobacter, Rhizobium, Alcaligenes, Beijerincka og Sclerotium. Et succinoglukan-type polysakkarid fremstilt ved mikroorganismer som NCIB 11592 og NCIB 11883 er kommersielt tilgjengelig.
Fluidene kan også eventuelt inneholde et polart tilsetningsstoff med lav molekylvekt. De polare tilsetningsstoffer med lav molekylvekt som er anvendbare i den foreliggende oppfinnelse har en molekylvekt som er lavere enn omtrent 400 og inneholder en eller flere polare grupper per molekyl valgt fra gruppen som omfatter hydroksyl, amino og blandinger derav. Disse inkluderer alkoholer, alkylenglykoler, polyalkylen-glykoler, alkyletere av alkylenglykoler og polyalkylengly-koler, aminer, alkylendiaminer, polyalkylendiaminer, pipe-raziner, aminoalkoholer og lignende. De foretrukne polare tilsetningsstoffer har den empiriske formel
HO - CaH2a - Z
hvor a er et helt tall fra 1 til 5, og Z er et radikal valgt fra gruppen som består av H og (OCbH2b)nOR hvor b er 2, 3, eller blandinger derav, n er et helt tall fra 0 til 3, og R er et radikal valgt fra gruppen som består av H, CxH2x+iog CyH2y+iCO, hvor x er et helt tall fra 1 til 5, og y er et helt tall fra 1 til 3. Foretrukket er a = 2 eller 3, og Z = (OCbH2b) n0R. Det er således foretrukket at det vannoppløselige
hydroksyinneholdende polare tilsetningsstoff inneholder minst to hydroksylgrupper eller minst en hydroksylgruppe og minst en etergruppe eller radikal i sin molekylstruktur.
Det polare tilsetningsstoff kan tjene en rekke funksjoner i fluidene ifølge oppfinnelsen. Det polare tilsetningsstoff kan tjene til å fjerne (reagere med) medrevet oksygen i fluidene, og kan tjene til å binde mellom overflatehydroksylene på partiklene til silikaviskositetsøkeren.
Fluidene ifølge oppfinnelsen kan inneholde andre kjente funksjonelle tilsetningsstoffer slik som tilsetningsstoff mot filtreringstap, tettingsmidler ("bridging agents"), vekt-materialer, emulgeringsmidler og andre funksjonelle materialer som er kjent innen teknikken.
Eksempler på tilsetningsstoffer mot filtreringstap inkluderer: organofile polyfenoliske materialer som visse aminbehandlede lignitter (huminsyrer), aminbehandlede lignosulfonater og lignende, organofile polymerer som styren-butadien-kopolymerer, aminbehandlede anioniske vannoppløselige polymerer og lignende, og gilsonitt.
Tettingsmidlene som er anvendbare i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse er kjente innen teknikken. De er faste, partikkelformede, vannoppløselige salter eller syreoppløselige materialer hvis partikler er blitt dimensjonert til å ha en partikkelstørrelsesfordeling som er tilstrekkelig til å tette igjen porene i formasjonene som er i kontakt med bore- og hjelpefluidet. Tettingsmiddelet må ikke være vesentlig oppløselig i væsken som anvendes for å fremstille fluidet. Representative vannoppløselige salter inkluderer natriumklorid, kaliumklorid, kalsiumklorid, natriumformat, kalium-format, natriumbromid, kaliumbromid, kalsiumbromid, natrium-acetat, kaliumacetat og lignende. Representative syreopp-løselige materialer inkluderer kalsiumkarbonat, dolomitt (kalsium/magnesiumkarbonat), jernkarbonat og andre karbonater. De foretrukne tettingsmidler er natriumklorid og kalsiumkarbonat .
Partikkelstørrelsesfordelingen til tettingsmidlet må være tilstrekkelig til å overbygge og tette igjen porene i den underjordiske formasjonen i kontakt med fluidet. Generelt, som omtalt i US patent nr. 4 175 042, er et foretrukket partikkelstørrelseområde fra omtrent 5 um til omtrent 800 um der mere enn omtrent 5 vekt% av partiklene er grovere enn 4 4 um. Det er imidlertid funnet at tilsetningen av et ekstra tettingsmiddel med en partikkelstørrelse slik at minst 90% av partiklene derav er mindre enn 10 um og den gjennomsnittlige partikkelstørrelse er fra omtrent 3 til omtrent 5 um nedsetter filtreringstapet av fluidene ifølge oppfinnelsen og reduserer konsentrasjonen av polymer som er påkrevd for å gi den ønskede grad av filtreringstapkontroll til fluidene ifølge oppfinnelsen.
Fluidene ifølge oppfinnelsen kan fremstilles ved å blande sammen den oljebaserte væske, silikaviskositetsøker og vann-oppløselig xantangummi med en hvilken som helst passende blandeanordning for væske/faststoff. Silika blandes foretrukket inn i den oljebaserte væske før tilsetningen av xantangummien. Det polare tilsetningsstoff, dersom det er innlemmet i fluidene, og hvilke som helst andre funksjonelle tilsetningsstoffer tilsettes foretrukket til fluidene etter at silika og xantangummi er innlemmet i fluidene.
I fravær av tilsatte faststoffer, tilveiebringer fluidene ifølge oppfinnelsen relativt faststoff-frie, lavdensitet bore-og hjelpefluider. Således kan prinsippene for "clear brine" fluider benyttes i et ikke-skadelig oljebasert fluid, og fluidet kan utformes ved å anvende råoljen som er naturlig for den spesifikke produserende formasjon.
De foretrukne fluider ifølge oppfinnelsen er kjennetegnet til å ha en LSRV på minst 10 000 centipoise (10 Pa's). LSRVR for formål ifølge oppfinnelsen er oppnådd ved å anvende et Brookfield Model LVTDV-I viskosimeter med en nummer 2 eller 3 spindel ved 0,3 omdreininger per minutt (skjærhastighet på 0,063 sek-1). LSRV angir suspensjonsegenskapene til fluidet. Desto større LSRV, desto bedre er suspensjonen av faste stoffer i fluidet.
Konsentrasjonen av silikaviskositetsøker i fluidene er fra 2,85 til 28,5 g/l (1,0 til 10,0 pounds per 42 gallon barrel) av fluid, foretrukket fra 8,55 til 22,8 g/l (fra 3-8 pounds per 42 gallon barrel) av fluidet. Konsentrasjonen av vannoppløselig xantangummi i fluidene er fra 0,71 til 28,5 g/l (fra 0,25 til 10 pounds per 42 gallon barrel), foretrukket fra 1,43 til 14,25 g/l (fra 0,5 til 5 pounds per 42 gallon barrel). Konsentrasjonen av det eventuelle polare tilsetningsstoff er foretrukket fra 0 cm3 til 2839,06 cm<3>per 158987,29 cm3 (fra 0 til 0,75 gallon per 42 gallon barrel) av fluid, mest foretrukket fra 0 cm3 til 1892, 71 cm3 per 158987, 29 cm<3>(fra 0 til 0,5 gallon per 42 gallon barrel) av fluid.
Som indikert i det foregående er det nye trekk heri det funn at en vannoppløselig biopolymer, som er fullstendig uoppløselig i en oljebasert væske og som utfelles i en oljebasert væske når innlemmet deri, virker til å øke den termiske stabiliteten av oljebaserte væsker som inneholder en silikaviskositetsøker deri.
For å beskrive oppfinnelsen mere fullstendig, er de etterføl-gende eksempler angitt. I disse eksempler og i denne beskrivelse, kan de etterfølgende forkortninger anvendes: API = American Petroleum Institute; AV = tilsynelatende viskositet = 1/2 av Fann viskosimeter 600 opm avlesningen; bbl = 42 gallon barrel; lbm/bbl = pounds per barrel; °C = grader Celsius; kg/m3 = kilogram per kubikkmeter: LSRV=Brookfield lav-skjærviskositet ved 0,3 omdreininger per minutt i centipoise; STI = skjærtynnende indeks = LSRV -s- AV.
Den tilsynelatende viskositet ble oppnådd ved hjelp av prose-dyren som angitt i API Recommanded Practice 13B-1.
EKSEMPEL
Til 350 ml (1,0 barrel ekvivalent) dieselolje ble det tilsatt 5 gram (5 lb/bbl ekvivalent) CAB-O-SIL M5 amorft røksilika og med blanding i 5 minutter på en Hamilton Beach mikser. Deretter ble det tilsatt de mengder av dietylenglykol og xantangummi biopolymer (RHODOPOL 23P) som angitt i tabell 1 og blandingen fortsatte i 15 minutter. Fluidene ble deretter evaluert med hensyn til LSRV og STI. Fluidene ble varmvalset i 16 timer ved den temperatur som angitt i tabell 1, avkjølt til omgivelsestemperatur, blandet på en Hamilton Beach mikser og LSRV og STI ble igjen oppnådd. Dataene er angitt i tabell 1.
Dataene indikerer den dårlige termiske stabilitet i fluidene som ikke inneholder biopolymeren og den utmerkede termiske stabiliteten til fluidene som inneholder biopolymeren ved termisk aldring av fluidene ved temperaturer opp til minst 242,2°C (450°F).
Når biopolymeren blandes med dieselolje uten silikaviskosi-tetsøkeren til stede, utfelles den fra dieseloljen og ingen viskositet utvikles.
Claims (13)
1. Fullstendig oljebasert bore- og hjelpefluid,karakterisert vedat det omfatter en oljebasert væske, en silikaviskositetsøker og en xantangummi termisk stabilisator, hvor konsentrasjonen av silika-viskositetsøkeren er fra 2,85 til 28,5 g/l av fluidet (fra 1,0 til 10 pounds per 42 gallon barrel) og konsentrasjonen av xantangummien er fra 0,71 til 28,5 g/l av fluidet (fra 0,25 til 10 pounds per 42 gallon barrel).
2. Fluid som angitt i krav 1, hvor silikaviskositetsøkeren er et silika valgt fra gruppen bestående av røksilika, silikageler og presipiterte silikaer.
3. Fluid som angitt i krav 1 eller 2, hvor konsentrasjonen av silikaviskositetsøker er fra 8,55 til 22,8 g/l av fluidet (fra 3 til 8 pounds per 42 gallon barrel) og konsentrasjonen av xantangummien er fra 1,43 til 14,25 g/l av fluidet (fra 0,5 til 5 pounds per 42 gallon barrel).
4. Fluid som angitt i krav 2, hvor silikaviskositetsøkeren er en røksilika.
5. Fluid som angitt i krav 2, hvor silikaviskositetsøkeren er en silikagel valgt fra gruppen bestående av hydrogeler og aerogeler.
6. Fluid som angitt i krav 1, som ytterligere omfatter et polart tilsetningsstoff som har formelen
HO - CaH2a- Z
hvor a er et helt tall fra 1 til 5,
Z er et radikal valgt fra gruppen som består av H og (OCbH2b)nOR, hvor b er 2, 3, eller blandinger derav,
n er et helt tall fra 0 til 3, og
R er et radikal valgt fra gruppen som består av H, CxH2x+iog CyH2y+iCO, hvor x er et helt tall fra 1 til 5, og y er et helt tall fra 1 til 3,
hvor det polare tilsetningsstoff har en molekylvekt som er mindre enn 4 00.
7. Fluid som angitt i krav 6, hvor a er det hele tallet 2 eller 3 og Z = (OCbH2b)nOR.
8. Fluid som angitt i krav 6, hvor konsentrasjonen av det polare tilsetningsstoff er fra 0 cm3 til 2839,06 cm<3>per 158987,29 cm<3>(0 gallon til 0,75 gallon per 42 gallon barrel) av fluidet.
9. Anvendelse av fluidet som angitt i hvilket som helst av kravene 1 til 3 i en fremgangsmåte for å komplettere eller overhale en brønn hvor fluidet er tilstede i brønnens borehull.
10. Anvendelse av fluidet som angitt i hvilket som helst av kravene 1 til 3 som et fraktureringsfluid for å frakturere en underjordisk formasjon hvor fraktureringsfluidet er tilstede i borehullet til en brønn i den underjordiske formasjon.
11. Fremgangsmåte for å øke den termiske stabilitet, som indikert ved den lave skjærhastighetsviskositeten, til et oljebasert bore- og hjelpefluid inneholdende en silikavisko-sitetsøker,
karakterisert vedat den omfatter tilsetning av en xantangummi til fluidet, hvor den lave skjærhastighetsviskositeten er oppnådd ved anvendelse av et Brookfield Model LVTDV-I viskosimeter med en nummer 2 eller 3 spindel ved 0,3 omdreininger per minutt (skjærhastighet på 0, 063 sek-1) .
12. Fremgangsmåte som angitt i krav 11, hvor silikaviskosi-tetsøkeren er en røksilika, konsentrasjonen av silikavisko-sitetsøkeren er fra 2,85 til 28,5 g/l av fluidet (fra 1,0 til 10 pounds per 42 gallon barrel) og konsentrasjonen av xantangummien er fra 0,71 til 28,5 g/l av fluidet (fra 0,25 til 10 pounds per 42 gallon barrel).
13. Fremgangsmåte som angitt i krav 12, hvor silikaviskosi-tetsøkeren er en røksilika, idet konsentrasjonen av silika-viskositetsøkeren er fra 8,55 til 22,8 g/l av fluidet (fra 3 til 8 pounds per 42 gallon barrel) og konsentrasjonen av xantangummien er fra 1,43 til 14,25 g/l av fluidet (fra 0,5 til 5 pounds per 42 gallon barrel).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US37295402P | 2002-04-16 | 2002-04-16 | |
PCT/US2003/010845 WO2003089541A1 (en) | 2002-04-16 | 2003-04-09 | Viscous oleaginous fluids and methods of drilling and servicing wells therewith |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20035594D0 NO20035594D0 (no) | 2003-12-15 |
NO20035594L NO20035594L (no) | 2004-02-16 |
NO331827B1 true NO331827B1 (no) | 2012-04-16 |
Family
ID=29250936
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20035594A NO331827B1 (no) | 2002-04-16 | 2003-12-15 | Oljebasert bore- og hjelpefluid, dets anvendelse samt fremgangsmate for a oke den termiske stabilitet |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7491681B2 (no) |
EP (1) | EP1499694B1 (no) |
AT (1) | ATE483779T1 (no) |
AU (1) | AU2003234698B2 (no) |
BR (1) | BR0304524B1 (no) |
CA (1) | CA2480949C (no) |
DE (1) | DE60334451D1 (no) |
DK (1) | DK1499694T3 (no) |
NO (1) | NO331827B1 (no) |
WO (1) | WO2003089541A1 (no) |
Families Citing this family (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8034749B2 (en) * | 2002-12-31 | 2011-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Aerogels effective to reduce drilling fluid density |
GB0601961D0 (en) * | 2006-01-31 | 2006-03-15 | Bp Exploration Operating | Method |
US7637320B2 (en) * | 2006-12-18 | 2009-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Differential filters for stopping water during oil production |
US8205673B2 (en) * | 2006-12-18 | 2012-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Differential filters for removing water during oil production |
WO2014011544A1 (en) * | 2012-07-09 | 2014-01-16 | M-I L.L.C. | Process for recovery of oleaginous fluids from wellbore fluids |
EP2885371B1 (en) * | 2012-08-20 | 2017-03-15 | Tucc Technology, Llc | Solubilized polymer concentrates, methods of preparation thereof, and well drilling and servicing fluids containing the same |
WO2014085317A1 (en) * | 2012-11-29 | 2014-06-05 | M-I L.L.C. | High temperature viscosifier for insulating packer fluids |
EP3440151A1 (en) | 2016-04-06 | 2019-02-13 | Saudi Arabian Oil Company | Invert emulsion drilling fluids |
EP4025666A1 (en) | 2019-09-05 | 2022-07-13 | Saudi Arabian Oil Company | Propping open hydraulic fractures |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3956145A (en) * | 1972-12-27 | 1976-05-11 | Texaco Inc. | Fluid for injection into a subterranean reservoir to displace hydrocarbons in the reservoir |
US4216113A (en) | 1973-01-18 | 1980-08-05 | W. R. Grace & Co. | Process for preparing thickening grade of silica and process of using same |
GB1439735A (en) * | 1974-09-17 | 1976-06-16 | Texaco Development Corp | Hydraulic fracturing method for subterranean formations |
US4175042A (en) | 1976-10-26 | 1979-11-20 | Texas Brine Corporation | Well completion and work over fluid and method of use |
US5091448A (en) * | 1990-04-24 | 1992-02-25 | Phillips Petroleum Company | Suspending medium for water soluble polymer |
TW369434B (en) | 1994-02-03 | 1999-09-11 | Mitsui Chemicals Inc | Exhaust gas treating agent and a method of treating exhaust gas using the agent |
US5616541A (en) | 1995-02-10 | 1997-04-01 | Texas United Chemical Company, Llc. | Low solids, high density fluids for well drilling |
US5728652A (en) | 1995-02-10 | 1998-03-17 | Texas United Chemical Company, Llc. | Brine fluids having improved rheological charactersitics |
US6156708A (en) | 1997-02-13 | 2000-12-05 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing oil base fluids and method of drilling a well therewith |
US5881826A (en) | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
US5804535A (en) | 1997-06-09 | 1998-09-08 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids and methods of increasing the low shear rate viscosity thereof |
US5942468A (en) | 1998-05-11 | 1999-08-24 | Texas United Chemical Company, Llc | Invert emulsion well drilling and servicing fluids |
US6148917A (en) * | 1998-07-24 | 2000-11-21 | Actisystems, Inc. | Method of releasing stuck pipe or tools and spotting fluids therefor |
US5916849A (en) | 1998-07-24 | 1999-06-29 | Venture Innovations, Inc. | Polysaccharide-containing well drilling and servicing fluids |
US6300286B1 (en) | 1999-08-05 | 2001-10-09 | Texas United Chemical Company, L.L.C. | Divalent cation-containing well drilling and service fluid |
US6818597B2 (en) * | 2000-04-21 | 2004-11-16 | Benchmark Research & Technology, Inc. | Suspensions of water soluble polymers in surfactant free non-aqueous solvents |
-
2003
- 2003-04-09 CA CA2480949A patent/CA2480949C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-04-09 BR BRPI0304524-2A patent/BR0304524B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2003-04-09 WO PCT/US2003/010845 patent/WO2003089541A1/en active Application Filing
- 2003-04-09 DK DK03728354.6T patent/DK1499694T3/da active
- 2003-04-09 AT AT03728354T patent/ATE483779T1/de not_active IP Right Cessation
- 2003-04-09 DE DE60334451T patent/DE60334451D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2003-04-09 AU AU2003234698A patent/AU2003234698B2/en not_active Ceased
- 2003-04-09 EP EP03728354A patent/EP1499694B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-12-15 NO NO20035594A patent/NO331827B1/no not_active IP Right Cessation
-
2004
- 2004-11-22 US US10/948,041 patent/US7491681B2/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1499694A1 (en) | 2005-01-26 |
BR0304524A (pt) | 2004-07-27 |
CA2480949A1 (en) | 2003-10-30 |
BR0304524B1 (pt) | 2015-02-10 |
WO2003089541A1 (en) | 2003-10-30 |
NO20035594L (no) | 2004-02-16 |
AU2003234698A1 (en) | 2003-11-03 |
CA2480949C (en) | 2011-12-20 |
EP1499694B1 (en) | 2010-10-06 |
DE60334451D1 (de) | 2010-11-18 |
US7491681B2 (en) | 2009-02-17 |
AU2003234698B2 (en) | 2008-09-18 |
NO20035594D0 (no) | 2003-12-15 |
EP1499694A4 (en) | 2006-05-17 |
US20060009364A1 (en) | 2006-01-12 |
ATE483779T1 (de) | 2010-10-15 |
DK1499694T3 (da) | 2010-11-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Saleh et al. | Advances in functionalized Nanoparticles based drilling inhibitors for oil production | |
CA2178767C (en) | Brine fluids having improved rheological characteristics | |
CA2218214C (en) | Stabilized fluids containing soluble zinc | |
AU737805B2 (en) | Glycol solution drilling system | |
US6620769B1 (en) | Environmentally acceptable fluid polymer suspension for oil field services | |
US5629271A (en) | Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing fluids | |
CA2167003C (en) | Low solids, high density fluids | |
US20150021027A1 (en) | Wellbore fluid | |
WO2019089759A1 (en) | Drill-in fluid compositions and methods | |
CA2271286C (en) | Invert emulsion well drilling and servicing fluids | |
US10954427B2 (en) | Method and composition for sealing a subsurface formation | |
AU2003234698B2 (en) | Viscous oleaginous fluids and methods of drilling and servicing wells therewith | |
US11898084B2 (en) | Suspension supporting additive for water-based drilling and completions fluids | |
NO20221070A1 (en) | Wellbore Stability Compositions Comprising Nanoparticles |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |