NO333089B1 - Oljebrønnborevæsker, oljebrønnsementsammensetning og slurry av vektmateriale - Google Patents
Oljebrønnborevæsker, oljebrønnsementsammensetning og slurry av vektmaterialeInfo
- Publication number
- NO333089B1 NO333089B1 NO20111012A NO20111012A NO333089B1 NO 333089 B1 NO333089 B1 NO 333089B1 NO 20111012 A NO20111012 A NO 20111012A NO 20111012 A NO20111012 A NO 20111012A NO 333089 B1 NO333089 B1 NO 333089B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- ilmenite
- particles
- weight
- oil well
- microfine
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 61
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title claims abstract description 42
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 239000000463 material Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title description 14
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 92
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 69
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 238000010191 image analysis Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 4
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 229910021487 silica fume Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 11
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 10
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 4
- -1 alkali metal salt Chemical class 0.000 claims description 4
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 claims description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 2
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 claims description 2
- 229920005646 polycarboxylate Polymers 0.000 claims description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 abstract description 4
- 229910005451 FeTiO3 Inorganic materials 0.000 abstract 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 20
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 19
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 19
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 9
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 9
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 8
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 8
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 5
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 5
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N ferrosoferric oxide Chemical compound O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- 239000006228 supernatant Substances 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- OZOAXHQNOFIFGD-UHFFFAOYSA-N manganese(2+) oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[Mn+2].[Mn+2] OZOAXHQNOFIFGD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- KEHCHOCBAJSEKS-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-);titanium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Ti+4].[Fe+2] KEHCHOCBAJSEKS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 239000002932 luster Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L manganese oxide Inorganic materials [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- LQKOJSSIKZIEJC-UHFFFAOYSA-N manganese(2+) oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Mn+2].[Mn+2].[Mn+2].[Mn+2] LQKOJSSIKZIEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000011192 particle characterization Methods 0.000 description 1
- 238000011085 pressure filtration Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004034 viscosity adjusting agent Substances 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
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/032—Inorganic additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
- C04B28/04—Portland cements
-
- 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
- C09K8/145—Clay-containing compositions characterised by the composition of the clay
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/48—Density increasing or weighting additives
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02W—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO WASTEWATER TREATMENT OR WASTE MANAGEMENT
- Y02W30/00—Technologies for solid waste management
- Y02W30/50—Reuse, recycling or recovery technologies
- Y02W30/91—Use of waste materials as fillers for mortars or concrete
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Inorganic Compounds Of Heavy Metals (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Nanotechnology (AREA)
- Producing Shaped Articles From Materials (AREA)
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
Abstract
Den foreliggende oppfinnelse vedrører oljebrønnborevæsker bestående av mikrofin, partikkelformet ilmenitt med et FeTi03 innhold på minst 85 vekt%, et spesifikt overflateareal (BET) mellom 1 og 5 M2/g, hvor 90 volurn% av partiklene har en størrelse mindre enn 12,5µm og en D50 mellom 3µm og 6µm basert på volum målt ved laserdiffraksjon ved bruk av Malvern laserdiffraksjon partikkelstørrelsesanalysator, hvor partiklene har en gjennomsnittlig sirkularitet på minst 0,85 bestemt ved bildeanalyse. Oppfinnelsen vedrører videre en høydensitets oljebrønnsementslurry omfattende vann, Portlandsement, silikamel, microsilica, et vektmateriale og eventuelt et fluidioss reduserende middel og et retarderende middel, hvor vektmaterialet er partikkelformet mikrofin ilmenitt med et FeTiOS innhold på minst 85vekt%, et spesifikt overflateareal (BET) mellom 1 og 5 M2/g, og hvor 90 volurn% av partiklene har en størrelse mindre enn 12,5µm og en D50 mellom 3µm og 6µm målt ved laserdiffraksjon ved bruk av Malvern laserdiffraksjons partikkelstørrelsesanalysator, og hvor partiklene har en gjennomsnittlig sirkularitet på minst 0.85 bestemt ved bildeanalyse. Oppfinnelsen vedrører også en slurry av mikrofin ilmenitt.
Description
Teknisk område
Den foreliggende oppfinnelse vedrører sammensetninger av oljebrønnborefluider, sammensetninger av oljebrønnsement og slurry av vektmateriale for bruk i oljebrønnfluider og i oljebrønnsementsammensetninger.
Teknisk bakgrunn
Ved eksploatering av olje og gass må både borevæsker og sementslurryer ha korrekt densitet for å balansere trykket nede i formasjonene. Borevæsker blir generelt benyttet for å tjene visse funksjoner slik som å løfte borekaks til overflaten, smøre og kjøle borekronen, opprettholde trykket nede i brønnen, etc. Det er to hovedklasser av borevæsker, vannbasert (WBM) og ikke-vanndige borevæsker (NAF). Normalt omfatter vannbaserte borevæsker vann som en kontinuerlig fase sammen med tilsetningsmidler slik som et viskositetsmodifiserende middel som leire eller en organisk polymer, skallinhibitor, dispergeringsmiddel og et vektmiddel slik som brine eller hvilke som helst tunge vektpartikler med en spesifikk vekt (SG) >2g/cm<3>.
En av hovedfunksjonene for oljebrønnsementsammensetninger er å beholde brønnintegriteten gjennom brønnens levetid som kan være mer enn 30 år. Sementen bidrar til å redusere risikoen for ukontrollert strømning av olje eller gass (sørge for isolering av gjennomtrengbare soner), bidrar til mekanisk støtte for casingrøret, beskytter casingen mot korrosjon og støtter brønnveggene for å hindre at formasjonene kollapser. Oljebrønnsementer benyttes videre til å lage permanente eller midlertidige forseglinger (plugger).
Sementslurryer omfatter hovedsakelig Portland sement, vann og tilsetningsmidler slik som dispergeringsmiddel, fluid loss reduserende midler, retarderende midler og andre. De kan videre inneholde gummipartikler eller fibre for å forbedre de mekaniske egenskapene og hule kuler eller vektmidler for å optimalisere densiteten.
De vanligst benyttede vektmidler både for borevæsker og sementslurryer er baritt (BaS04, SG minimum 4,2), mangantetraoksid (Mn304, SG 4,7-4,9), kalsiumkarbonat (CaC03, SG 2,7-2,8), ilmenitt (FeTi03, SG 4,5-4,7), hematitt (Fe304, SG 4,9-5,2), blyglans (PbS, SG 7,4-7,7) og malt silika (Si02, SG 2,2-2,3).
Ilmenitt, jerntitanoksid (FeTi03), som et utvunnet mineral ble først introdusert som et vektmiddel til olje og gass leting og produksjon av Titania AS i 1979.
I artikkelen "Application of ilmenite as weight material in water based and oil based drilling fluids" (SPE 71401) av A. Saasen et al., publisert i 2001 SPE Annual Technical Conference and Exhibition i New Orleans 30 september - 3 oktober 2001, er bruken av ilmenitt i vannbaserte og i oljebaserte borevæsker beskrevet. Ilmenitten som ble benyttet hadde en D50 på 9,5um +/-1,5um, hvor fraksjonen av partikler over 45um var mindre enn 1,5% basert på vekt og fraksjonen av partikler mindre enn 1um var mindre enn 10% basert på vekt. Partikkelstørrelsesdistribusjonen er målt ved sedimentering ved bruk av Sedigraph. Dette gir partikkelstørrelsesdistribusjonen i % basert på vekt. Fullskalatester med boreslam inneholdende ilmenitt og baritt som vektmidler viste at ilmenitt istedenfor baritt ikke viste økt abrasjon. Det har imidlertid blitt funnet at de reologiske egenskapene ikke er tilfredsstillende når det benyttes ilmenitt med en partikkelstørrelse beskrevet av Saasen et al.
I US patentsøknad nr. US 2005/0277551 er det beskrevet et system for å øke densiteten av en fluid fase av en borevæske ved tilsetning av et fastfase vektmiddel med en partikkelstørrelsesfordeling hvor minst 50% basert på vekt av partiklene er i området fra ca. 1um til ca. 5um og hvor minst 90% basert på vekt av partiklene er i området 4um til 8um. Fast fase materialet er valgt blant gruppen bestående av baritt, calcitt, hematitt, ilmenitt eller kombinasjoner av disse. Alle eksemplene er imidlertid med baritt og det er ingen indikasjon for resultater oppnådd med andre vektmidler enn baritt.
Beskrivelse av oppfinnelsen
I henhold til et første aspekt vedrører den foreliggende oppfinnelse oljebrønn væsker hvor oljebrønnvæskene omfatter et vektmiddel bestående av mikrofin partikkelformet ilmenitt med FeTi03innhold på minste 85 vekt%, et spesifikt overflateareal (BET) mellom 1 og 5 m<2>/g, hvor 90 volum% av partiklene har en partikkelstørrelse mindre enn 12,5um og en D50 mellom 3um og 6um basert på volum målt ved laserdiffraksjon ved bruk av Malvern laserdiffraksjon partikkelstørrelsesanalysator, hvor partiklene har gjennomsnittlig høysensitivetetssirkularitet (HSCirc.[n,0,5]) på minst 0,85 bestemt ved bildeanalyse ved bruk av Morphologi®G3 partikkelkarakteriseringssystem fra Malvern® Instruments. Gjennomsnittlig høy-sensitivetetsirkularitet (HSCirc.[n,0,5]) vil heretter bli referert til som gjennomsnittlig sirkularitet.
Den spesifikke overflate av ilmenitten er fortrinnsvis mellom 1,5 og 4 m<2>/g.
Den gjennomsnittlige sirkularitet av de mikrofine ilmenittpartiklene er fortrinnsvis minst 0,90.
Sirkulariteten som en parameter som beskriver partikkelmorfologien eller formen er bestemt ved følgende formel;
Høysensitivitets (HS) sirkularitet = AnA/ P<2>
hvor A er partikkelareal og P er dens perimeter.
Den gjennomsnittlige sirkularitet av partiklene kan være innen området 0 -1, hvor en perfekt sirkel har en sirkularitet på 1 mens et irregulært objekt har en sirkularitet nærmere 0. Vektmidler med en høy sirkularitet er ønskelige for oljebrønnborevæsker og oljebrønnsementslurryer etter som de forbedrer flytegenskaper ved lav reologi og oppviser mindre abrasivitet sammenlignet med materialer med en tilsvarende størrelse, men med en lavere sirkularitet.
Ilmenittpartiklene som benyttes i den foreliggende oppfinnelse er fremstilt ved knusing og maling av ilmenittmineral som har et lavt innhold av magnetitt og deretter underkaste de malte ilmenittpartiklene en sedimenterings eller flotasjonsprosess for a fjerne fremmedpartikler i ilmenitten. Etter tørking av ilmenittpartiklene underkastes de ytterligere maling og siktes og klassifiseres for å oppnå den ønskede partikkelstørrelsesfordeling og spesifikt overflateareal.
Partikkelstørrelsen av ilmenitten som anvendes ved den foreliggende oppfinnelse er vesentlig mindre enn partiklene benyttet i Saasen et al. Partikkelstørrelsesmåling ved bruk av laser diffraksjon ved bruk av Malvern på ilmenitten benyttet av Saasen et al. viste en D50 på 18um.
Det er blitt funnet at oljebrønnborevæsker i henhold til den foreliggende oppfinnelse oppviser meget gode egenskaper sammenlignet med borevæsker innholdende grovere ilmenitt i henhold til Saasen et al. og i henhold til bruk av baritt som vektmiddel. Således er sag vesentlig forbedret sammenlignet med borevæsker inneholdende baritt og grovere ilmenitt. Plastisk viskositet blir også forbedret. Ilmenitt er et syreløselig mineral. Det oppløses i mineralsyrer så som HCI, H2S04 og H3P04og i mange organiske syrer. Med den lave partikkelstørrelsen er syreløseligheten for ilmenitt benyttet som vektmiddel i henhold til den foreliggende oppfinnelse god. Syreløseligheten av vektmidler er av stor teknisk viktighet for borevæsker ettersom mudfilterkaken som dannes under boringen må fjernes før start av oljeproduksjonen. Dette gjøres i et trinn som kalles brønnferdigstillelse. Baritt er på den annen side ikke løselig i syrer og er således vanskelig å fjerne fra brønnen. Vanligvis benyttes kostbare chelateringsmidler som EDTAfor å forbedre løseligheten av baritt.
En annen fordel med oljebrønnborevæskene i henhold til den foreliggende oppfinnelse er at ilmenittpartiklene har en god mekanisk styrke. Således vil ikke kontakt med borekronen knuse ilmenittpartiklene til mindre partikler. Dette er viktig ettersom endring av partikkelstørrelsen av en borevæske under boringen også vil føre til endringer i de reologiske egenskapene. På den annen side har baritt en lav styrke og vil bli brutt ned til mindre partikler under boreoperasjonen hvilket resulterer i endring av viskositeten av borevæsken.
I henhold til et annet aspekt vedrører den foreliggende oppfinnelse en høydensitets oljebrønnsementslurry omfattende vann, Portlandsement, silikamel, microsilica, et vektmateriale og eventuelt et fluidloss reduserende middel og et retarderende middel, hvor vektmaterialet er partikkelformet mikrofin ilmenitt med et FeTi03innhold på minst 85vekt%, et spesifikt overflateareal (BET) mellom 1 og 5 m<2>/g, og hvor 90 volum% av partiklene har en størrelse mindre enn 12,5um og en D50 mellom 3um og 6um målt ved laserdiffraksjon ved bruk av Malvern laserdiffraksjons partikkelstørrelsesanalysator, og hvor partiklene har en gjennomsnittlig sirkularitet på minst 0.85 bestemt ved bildeanalyse.
Den gjennomsnittlige sirkulariteten av de mikrofine ilmenittpartiklene er fortrinnsvis minst 0,90.
Det er blitt funnet at høydensitets oljebrønnsementslurry i henhold til den foreliggende oppfinnelse inneholdende mikrofin ilmenitt har en lavere tendens til settling sammenlignet med oljebrønnsementslurrier inneholdende hematitt som vektmiddel. Oljebrønnsementslurrier i henhold til den foreliggende oppfinnelse oppviser også forbedrede reologiske egenskaper sammenlignet med oljebrønnsement inneholdende hematitt.
Den mikrofine ilmenitten benyttet i oljebrønnborevæsker og i oljebrønnsementslurrier i henhold til den foreliggende oppfinnelse kan tilsettes i tørr partikkelform. For vannbaserte borevæsker og sementsammensetninger kan den mikrofine ilmenitten også tilsettes i form av en vandig slurry.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører derfor også en stabil, ikke-settlende vandig slurry omfattende vann, opp til 85 vekt% mikrofine ilmenitt med et FeTi03innhold av 85 vekt%, et spesifikt areal (BET) mellom 1 og 5 m<2>/g, hvor 90 volum% av partiklene har en størrelse mindre enn 12,5um og en D50 mellom 3 og 6um basert på volum målt ved laserdiffraksjon ved bruk av Malvern laserdiffraksjon partikkelstørrelsesanalysator, hvor partiklene har en gjennomsnittlig sirkularitet av minst 0,85 bestemt ved bildeanalyse og 0,05 til 1 % dispergeringsmiddel basert på vekten av tørr mikrofin ilmenitt valgt blandt etoksylert polykarboksylat, polyakrylisk surt salt, alkalimetallsalt av lignosulfonat og biopolymer sulfonert akrylitt kopolymer og hvor dispergeringsmiddelet har en molekylvekt mindre enn 50 000 g/mol.
Den gjennomsnittlige sirkularitet av de mikrofine ilmenittpartiklene er fortrinnsvis minst 0,90.
Dispergeringsmiddelet har fortrinnsvis en molekylvekt mellom 3000 and 20 000 g/mol.
Det er blitt funnet at slurryen av mikrofin ilmenitt i henhold til den foreliggende oppfinnelse er meget stabil og oppviser meget liten settling.
Kort beskrivelse av tegningene
Figur 1 viser et oppsett for testing av syreløselighet for ilmenitt.
Figur 2 viser et diagram for ilmenittoppløselighet som funksjon av tid i 6 M HCI + 0.5 M metanol ved 100°C. Figur 3 viser et diagram for ilmenittoppløselighet som funksjon av partikkelstørrelse. Figur 4 viser et diagram for ilmenittoppløselighet som funksjon av BET overflateareal. Figur 5 viser reologiprofiler for sementslurryer inneholdende forskjellige vektmaterialer.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Ekesempel 1
Oljebasert borevæske.
Oljebaserte borevæsker med en spesifikk vekt på 2.1 g/ml med en sammensetning som vist i Tabell 1 ble fremstilt og testet i henhold til API 13B standard. Borevæskene vist i Tabell 1 ble fremstilt ved bruk av de etterfølgende vektmaterialer: 1. Mikrofin ilmenitt i henhold til oppfinnelsen med en D90 på 12,5um og en D50 på 5um målt ved laserdiffraksjon ved bruk av Malvern laserdiffraksjon partikkelstørrelsesanalysator. 2 Ilmenitt i henhold til Saasen et al. med en D50 på 18um målt ved laserdiffraksjon ved bruk av Malvern laserdiffraksjon partikkelstørrelseranalysator.
3. Standard API baritt.
Ved fremstilling av borevæskene ble det først fremstilt en brine av CaCI2i vann som deretter ble tilsatt til væsken før tilsetning av vektmiddel. En konstant hastighets blander med en hastighet på 6000 rpm ble benyttet for å fremstille væskene. Blandetiden for hvert tilsetningsmiddel er vist i Tabell 1.
Egenskapene av de tested borevæskene er vist i Tabell 2. Borevæskene ble testet før varmebehandling (BHR) og etter varmebehandling (AHR).
Det kan ses fra Tabell 2 at selv om den spesifikke overflate for mikrofin ilmenitt i i henhold til den foreliggende oppfinnelse er mye høyere enn for baritt var plastisk viskositet (PV) betydelig lavere for oljebrønnvæsken i henhold til oppfinnelsen betraktelig lavere enn for borevæsken inneholdende baritt. Også sag faktoren var mye lavere for borevæsken inneholdende mikrofin ilmenitt enn for borevæsken inneholdende baritt.
Det kan videre ses fra Tabell 2 at mikrofin ilmenitt i henhold til den foreliggende oppfinnelse fører til en mer stabil borevæske med betraktelig lavere sag faktor enn borevæsken inneholdende grovere ilmenitt med en D50 på 18um. Mengden supernatant væske var lavere for den mikrofine ilmenitten i henhold til oppfinnelsen.
Fluid loss etter varmebehandling av borevæsken inneholdende mikrofin ilmenitt i henhold til oppfinnelsen på 8,8 ml er relativt høyere enn ønsket verdi på <5 ml. Dette kan imidlertid bli ytterligere redusert ved å øke mengden av fluid loss reduserende middel.
Eksempel 2
Vannbasert borevæske.
Vannbaserte borevæsker med en spesifikk vekt på 2,3 g/ml med en sammensetning som vist i Tabell 3 ble fremstilt og testet i henhold til API 13B standard. Borevæskene i Tabell 3 ble fremstilt ved bruk av mikrofin ilmenitt i henhold til oppfinnelsen med en D50 på 5um målt ved laserdiffraksjon ved bruk av Malvern laserdiffraksjon partikkelstørrelsesanalysator og standard API baritt som vektmaterialer. Borevæskene ble blandet i en høy skjær blander. Akrylatdispergeringsmiddelet er en vandig løsning med en aktiv substans på 40vekt%.
Sammensetningene ble underkastet varmebehandling i 16 timer ved 80°C. Reologien ble målt ved bruk av Fann viskometer modell 35 ved 50°C and statisk sag ble målt. Høyt trykk og høy temperatur (HPHT) filtrering ble utført ved 80°C med et differensialtrykk på 500 PSI.
Som vist i Tabell 4 oppviste borevæsken med ilmenitt i henhold til oppfinnelsen en lavere plastisk viskositet enn borevæsken inneholdende baritt. Reologien av væskene reduseres svakt etter varmebehandling og skjærdegradering. Fluid loss målt ved 80°C for de to borevæskene er innenfor akseptabelt område (<15 ml). Borevæsken inneholdende mikrofin ilmenitt i henhold til den foreliggende oppfinnelse viser meget lavere sag faktor enn borevæsken inneholdende baritt.
Eksempel 3
Vannbaserte borevæsker.
Vannbaserte borevæsker med en spesifikk vekt på 2,1 g/ml passende for høy temperaturanvendelser (>150°C) med en sammensetning som vist i Tabell 5 ble fremstilt og testet i henhold til API 13B standard. Borevæskene i Tabell 5 ble fremstilt ved bruk av ilmenitt i henhold til den foreliggende oppfinnelse og ilmenitt i henhold til Saasen et al. med en D50 på 18um målt ved laserdiffraksjon ved bruk av Malvern laserdiffraksjon partikkelstørrelsesanalysator.
Egenskapene av borevæskene ble malt før og etter statisk varmebehandling i 16 timer ved 150°C Resultatene er vist i Tabell 6.
Resultatene i Tabell 6 viser videre at ilmenitt i henhold til oppfinnelsen selv om den har tre ganger mindre partikkelstørrelse enn ilmenitten på 18um viser meget lik reologi. Generallt ville man forvente at reologien skulle øke ettersom partikkelstørrelsen avtar, men det er ikke tilfelle her. Denne oppførselen kan relateres til den høye sirkularitet av ilmenittpartiklene i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Sedimenteringen ble vesentlig forbedret for borevæsken i henhold til oppfinnelse som vist ved sag faktoren og mengde supernatant væske. Den lave supernatante verdi reflekterer en høy stabilitet av borevæsken.
Eksempel 4
Syreløselighet av ilmenitt.
For å teste syreløseligheten av den mikrofine ilmenitten i henhold til den foreliggende oppfinnelse bled et benyttet en apparatur som vist på figure 1. En 250 cm<3>trehalset reaktorflaske 1 utstyrt med en refluks kondensator 2, magnetisk omrører 3 for homogenisering og en sprøyte 4 benyttet til å ta ut prøver. Et oljebad 5 med termoelement for temperaturkontroll ble benyttet for oppvarming. 40,5 g konsentrert HCI + 109,5 g H20 fylles i reaktoren 1 og oppvarmes ved bruk av en termostatstyrt oppvarmingsenhet 6 til 100°C. etter at den ønskede temperatur var nådd ble det tilsatt en 7,5 g ilmenittprøve. Prøver på 2 ml ble tatt etter bestemte tidsintervaller angitt nedenfor ved bruk av sprøyten 4 Prøvene ble kjølt ned og 1 ml av filtrert oppløsning (0,45um filter) ble fylt i en 100 ml flaske og fortynnet med destillert vann. Oppløst Mg, Si, Fe and Ti innhold ble analysert ved bruk av atomabsorpsjonsspektrometer (ASS). Prøver ble tatt ved de følgende tidsintervaller: 5, 10, 15, 30, 60, 90, 180 og 240 min.
For å demonstrere virkningen av ilmenittstørrelsen på oppløsningshastigheten ble det testet tre forskjellige prøver av ilmenitt med gjennomsnittlig størrelse (D50) på henholdsvis 5, 18 og 70um. Oppløseligheten av ilmenitt ble testet ved 100°C i to media med forskjellig HCI konsentrasjoner på 10 and 20 vekt%. I 20 vekt% løsningen ble det i tillegg tilsatt 0,5 mol metanol for å forbedre løseligheten som rapportert i litteraturen.
Oppløsning I (10% HCI dvs. 2,83 mol/l)
40,5 g konsentrert HCI (37%) + 109,5 g vann + 7,5 g ilmenitt
Oppløsning II (20% HCI dvs. 5,9 mol/l)
81 g konsentrert HCI (37%) + 66 g vann + 3 g metanol + 7,5 ilmenitt Diagrammene på figure 2-4 viser ilmenitt løseligheten i de to oppløsningene etter 180 min. Oppløseligheten er gitt som Fe i mg/l. Det er klart fra diagrammene på figur 2 og 3 at løselighetshastigheten er proporsjonal med partikkelstørrelsen. Oppløst Fe er en logaritmisk funksjon av partikkelstørrelse eller overflateareal som vist på figur 4. I praksis betyr dette at ved bruk av mikrofin ilmenitt (D50 = <5um og D90 <15um) i borevæsker i henhold til oppfinnelsen vil fjerning av filterkake ved syreoppløsning være langt hurtigere enn for ilmenitt som eksisterer på dagens marked (D50 = ca. 15um). Dette vil spare tid ved utførelse av ferdigstillelsesjobben.
Eksempel 5
Flytbarhet av mikrofin ilmenitt
Pulverflyt av den mikrofine ilmenitten med D50 på 3,7um og D90 på 5um og BET på henholdsvis 1,9 og 1,6 m<2>/g ble testet ved bruk av en ring-skjær tester RST-XS fra Dr. Dietmar Schulze Schuttgutmesstechnik, og ved en kjent teknikk for pulverflytkaraktensering. For sammenligningsformål ble flytbarheten av baritt med D50 på 15um og ilmenitt med D50 på 18um testet. Som vist i Tabell 7 viste mikrofin ilmenitt god flyfunksjonskoeffisientverdi (FFC) ved et konsolideringstrykk på 20000 Pa. Klassifisering av flytbarheten av pulvere ved FFC er som følger:
Disse FFC dataene antyder at ilmenitt med D50 på ca. 5um og 3,7um skulle være enkle å transportere pneumatisk uten behov for å granulere pulverne.
Eksempel 6
Oljebrønnsement.
Tre oljebrønnsementsammensetninger inneholdende tre forskjellige vektmaterialer ble benyttet for å fremstille sementslurryer med en spesifikk vekt på 2,22 g/ml. Sammensetningen av oljebrønnsammensetningene er vist i tabell 8.
Som vist i Tabell 8 ble de tre følgende vektmaterialene benyttet:
1. Microfin ilmenite according to the invention with a D50 of 5um and a D90 of 12.5um.
2. Hematitt er en API kvalitet med D50 på 20um.
3. Manganomanganioksid fra Elkem AS som selges under varemerket
MICROMAX.
Sementslurryene ble fremstilt og testet i henhold til API 10A protokoll. Det følgende utstyr ble benyttet for å fremstille og teste sementslurryene: - Fann 35 rheometer og trykkfiltreringsystem for måling av fluid loss ved HTHP.
- Konstanthastighets bølgemixer
- 250 og 500 ml varmebehandlingscelle
Resultatene av testene er vist i Tabell 9.
Som det kan ses fra Tabell 9 har sementslurryen inneholdende mikrofin ilmenitt en betraktelig lavere reologi enn sementslurryen inneholdende hematitt. En stor settling ble observer for sementslurryen inneholdende hematitt og mengden av fritt vann var høyere sammenlignet med sementslurryene inneholdende ilmenitt eller Micromax. Denne settlingen kan forårsake inhomogenitet i den herdede sementen. Bruk av mikrofin ilmenitt har overvunnet dette problemet. Som det kan ses fra tabell 9 viste ikke sementslurryen inneholdende mikrofin ilmenitt fritt vann og oppviser derved lavere settlingtendens enn sementslurryen inneholdende hematitt.
Figur 5 viser reologiprofilen for de tre sementslurryene. Som det kan ses oppviser sementslurryen inneholdende mikrofin ilmenitt i henhold til den foreliggende oppfinnelse lav plastisk viskositet sammenlignet med sementslurryen inneholdende hematitt, men høyere enn for sementslurryen inneholdende manganomanganioksid. Det negative yield punkt (YP) data er ikke logisk og betyr at den vanlig benyttede Bingham plastisk modell benyttet for beregning av PV og YP ikke er brukbar for slike sementsystemer og anvendelse av ikke-lineære modell slik som Herschel-Bulkley modell vil passe bedre som vist på figur 5.
Eksempel 7
Slurry av mikrofin ilmenitt.
4 slurryer inneholdende mikrofin ilmenitt i henhold til oppfinnelsen. Slurryene inneholdt ca. 80 vekt% ultrafin ilmenite og forskjellig dirspergeringsmiddel. Sammensetningen, pH og viskositeten av slurryene er vist i Tabell 10.
Som det kan ses fra tabell 10 er viskositeten av slurryene god og innenfor pumpbart område. N
Claims (9)
1. Oljebrønnborevæskerkarakterisert vedat oljebrønnborevæskene omfatter et vektmiddel bestående av mikrofin, partikkelformet ilmenitt med et FeTi03innhold på minst 85 vekt%, et spesifikt overflateareal (BET) mellom 1 og 5 m<2>/g, hvor 90 volum% av partiklene har en størrelse mindre enn 12,5um og en D50 mellom 3um og 6um basert på volum målt ved laserdiffraksjon ved bruk av Malvern laserdiffraksjon partikkelstørrelsesanalysator, hvor partiklene har en gjennomsnittlig sirkularitet på minst 0,85 bestemt ved bildeanalyse.
2. Oljebrønnborevæsker i henhold til krav 1,karakterisert vedat den mikrofine ilmenitt mikrofine ilmenite har et spesifikt overflateareal mellom 1,5 og 4m<2>/g.
3. Oljebrønnborevæsker i henhold til krav 1,karakterisert vedat ilmenittpartklene har en gjennomsnittlig sirkularitet på minst 0,90.
4. Høydensitets oljebrønnsementslurry omfattende vann, Portland sement, et vektmateriale og eventuelt silikamel, microsilica, fiber, gummipartikler, et fluid loss tilsetningsmiddel og et retarderende middel,karakterisert vedat vektmaterialet mikrofin, partikkelformet ilmenitt med et FeTi03innhold på minst 85 vekt%, et spesifikt overflateareal (BET) mellom 1 og 5 m<2>/g, og hvor 90 volum% av partiklene haren størrelse mindre enn 12,5um og en D50 mellom 3um og 6um målt ved laserdiffraksjon ved bruk av Malvern laserdiffraksjon partikkelstørrelsesanalysator, og hvor partiklene har en gjennomsnittlig sirkularitet på minst 0,85 bestemt ved bildeanalyse.
5. Sementslurry i henhold til krav 4,karakterisert vedat den mikrofine ilmenitten har et spesifikt overflateareal mellom 1,5 og 4 m<2>/g.
6. Sementslurry i henhold til krav 4,karakterisert vedat ilmenittpartklene har en gjennomsnittlig sirkularitet på minst 0,90.
7. En stabil, ikke-settlende vandig slurry,karakterisert vedat slurryen omfatter vann, opp til 85 vekt% mikrofin ilmenitt med et FeTi03innhold av 85 vekt%, et spesifikt areal (BET) mellom 1 og 5 m<2>/g, hvor 90 volum% av partiklene har en størrelse mindre enn 12,5um og en D50 mellom 3 og 6um basert på volum målt ved laserdiffraksjon ved bruk av Malvern laserdiffraksjon partikkelstørrelsesanalysator, hvor partiklene har er gjennomsnittlig sirkularitet av minst 0,85 bestemt ved bildeanalyse og 0,05 til 1 vekt % dispergeringsmiddel basert på vekten av tørr mikrofin ilmenitt valgt blandt etoksylert polykarboksylat, polyakrylisk surt salt, alkalimetallsalt av lignosulfonat og biopolymer sulfonert akrylitt kopolymer og hvor dispergeringsmiddelet har en molekylvekt mindre enn 50 000 g/mol.
8. Slurry i henhold til krav 7,karakterisert vedat dispergeringsmiddelet har en molekylvekt mellom 3000 og 20 000 g/mol.
9. Slurry i henhold til krav 7,karakterisert vedat de mikrofine ilmenittpartiklene har en gjennomsnittlig sirkularitet på minst 0.90.
Priority Applications (16)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20111012A NO333089B1 (no) | 2011-07-11 | 2011-07-11 | Oljebrønnborevæsker, oljebrønnsementsammensetning og slurry av vektmateriale |
| EA201201367A EA024831B1 (ru) | 2011-07-11 | 2011-11-21 | Буровая жидкость для нефтяных скважин |
| PCT/NO2011/000327 WO2013009187A1 (en) | 2011-07-11 | 2011-11-21 | Oil well drilling fluids, oil well cement composition, and slurry of weighting material comprising ilmenite |
| CA2789289A CA2789289C (en) | 2011-07-07 | 2011-11-21 | Oil well drilling fluids, oil well cement composition and slurry of weighting material |
| HUE11864609A HUE035433T2 (en) | 2011-07-11 | 2011-11-21 | Oil Well Drilling Fluids, Oil Well Cement Composition, and Slurry Containing Specific Weight Slurry |
| EP11864609.0A EP2566931B1 (en) | 2011-07-11 | 2011-11-21 | Oil well drilling fluids, oil well cement composition, and slurry of weighting material comprising ilmenite |
| CN201180022165.3A CN103119123B (zh) | 2011-07-11 | 2011-11-21 | 油井钻探流体、油井水泥组合物和增重材料的浆料 |
| MX2012012774A MX2012012774A (es) | 2011-07-11 | 2011-11-21 | Fluidos de perforacion de pozo petrolero, composicion del cemento de pozo petrolero y suspension de material de peso. |
| AU2011365998A AU2011365998B2 (en) | 2011-07-11 | 2011-11-21 | Oil well drilling fluids, oil well cement composition, and slurry of weighting material comprising ilmenite |
| EA201690108A EA028444B1 (ru) | 2011-07-11 | 2011-11-21 | Суспензия цемента для нефтяных скважин |
| DK11864609.0T DK2566931T3 (en) | 2011-07-11 | 2011-11-21 | Oil well bore fluids, oil well cement composition and sludge from ballast material with ilmenite |
| MYPI2012004798A MY159233A (en) | 2011-07-11 | 2011-11-21 | Oil well drilling fluids, oil well cement composition and slurry of weighting material |
| BR112012027317A BR112012027317B1 (pt) | 2011-07-11 | 2011-11-21 | fluidos de perfuração de poços de petróleo |
| NO11864609A NO2566931T3 (no) | 2011-07-11 | 2011-11-21 | |
| US13/695,664 US8962537B2 (en) | 2011-07-11 | 2011-11-21 | Oil well drilling fluids, oil well cement composition and slurry of weighting material |
| CY20171101329T CY1119720T1 (el) | 2011-07-11 | 2017-12-19 | Υγρα γεωτρησης πετρελαιοπηγης, συνθεση τσιμεντου πετρελαιοπηγης, και πολτος υλικου σταθμισης που περιεχει ιλμενιτη |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20111012A NO333089B1 (no) | 2011-07-11 | 2011-07-11 | Oljebrønnborevæsker, oljebrønnsementsammensetning og slurry av vektmateriale |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20111012A1 NO20111012A1 (no) | 2013-01-14 |
| NO333089B1 true NO333089B1 (no) | 2013-02-25 |
Family
ID=47514652
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20111012A NO333089B1 (no) | 2011-07-07 | 2011-07-11 | Oljebrønnborevæsker, oljebrønnsementsammensetning og slurry av vektmateriale |
| NO11864609A NO2566931T3 (no) | 2011-07-11 | 2011-11-21 |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO11864609A NO2566931T3 (no) | 2011-07-11 | 2011-11-21 |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8962537B2 (no) |
| EP (1) | EP2566931B1 (no) |
| CN (1) | CN103119123B (no) |
| AU (1) | AU2011365998B2 (no) |
| BR (1) | BR112012027317B1 (no) |
| CA (1) | CA2789289C (no) |
| CY (1) | CY1119720T1 (no) |
| DK (1) | DK2566931T3 (no) |
| EA (2) | EA028444B1 (no) |
| HU (1) | HUE035433T2 (no) |
| MX (1) | MX2012012774A (no) |
| MY (1) | MY159233A (no) |
| NO (2) | NO333089B1 (no) |
| WO (1) | WO2013009187A1 (no) |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20140209387A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
| US10407988B2 (en) * | 2013-01-29 | 2019-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| CN103740341B (zh) * | 2013-12-31 | 2016-01-13 | 东营泰尔石油技术有限公司 | 堵漏承压剂 |
| JP6438415B2 (ja) * | 2014-02-03 | 2018-12-12 | 株式会社Adeka | 粘性調整剤組成物 |
| CN103980871A (zh) * | 2014-05-29 | 2014-08-13 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种低弹性模量的抗温韧性油井水泥 |
| US10233374B2 (en) * | 2014-08-05 | 2019-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymer-based drilling fluids containing non-biodegradable materials and methods for use thereof |
| CN104446209B (zh) * | 2014-12-04 | 2016-09-07 | 三明学院 | 一种环保型活性尾矿微粉复合浆液及其应用 |
| CN105001840A (zh) * | 2015-06-18 | 2015-10-28 | 张家港市山牧新材料技术开发有限公司 | 一种海水泥浆调节剂 |
| CN106947445A (zh) * | 2017-04-07 | 2017-07-14 | 邯郸市金豪冶金粉末有限公司 | 一种油井开采、钻井时固井用水泥泥浆加重外掺料水泥用高密度加重剂 |
| CN109108322A (zh) * | 2018-11-10 | 2019-01-01 | 浙江汉达机械有限公司 | 一种新型多工位钻床 |
| CN111472715A (zh) * | 2019-01-23 | 2020-07-31 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 硬地层裸眼侧钻填井材料及应用方法 |
| CN110040999A (zh) * | 2019-05-13 | 2019-07-23 | 中海石油(中国)有限公司上海分公司 | 一种提高已复配完成的水泥浆密度的方法 |
| CN112979221A (zh) * | 2019-12-12 | 2021-06-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种抗高温弹韧性防窜水泥浆体系及其制备方法 |
| CN112408881B (zh) * | 2020-11-20 | 2021-08-31 | 成都理工大学 | 适用于中低温地热井的暂堵型高透水多孔水泥基材料及其制备方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1495874A (en) * | 1976-03-29 | 1977-12-21 | Nl Industries Inc | Drilling fluids and methods of drilling using them |
| US20050277551A1 (en) * | 2004-06-03 | 2005-12-15 | M-I L.L.C. | Method of using a sized barite as a weighting agent for drilling fluids |
| US20090275487A1 (en) * | 1996-07-24 | 2009-11-05 | Bradbury Andrew J | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive |
| WO2010027366A1 (en) * | 2008-09-08 | 2010-03-11 | M-I Llc | Wellbore fluids for cement displacement operations |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB149587A (en) * | 1919-07-02 | 1920-08-19 | Ernest James Harman | Improvements in and relating to dynamo electric machines |
| CA1135039A (en) * | 1980-01-07 | 1982-11-09 | Michael J. Nevins | Drilling fluid made from abrasive weighting materials |
| NO158382C (no) * | 1984-05-09 | 1988-08-31 | Otto Farstad | Vektmateriale for borevaeske. |
| CA2163435C (en) * | 1993-05-28 | 2005-07-26 | Egil Sunde | Plugging liquid for plugging a subterranean formation zone |
| US6786153B2 (en) * | 2002-09-19 | 2004-09-07 | Interflex Laser Engravers, Llc | Printing rolls having wear indicators and methods for determining wear of printing and anilox rolls and sleeves |
| US20030203822A1 (en) * | 1996-07-24 | 2003-10-30 | Bradbury Andrew J. | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control |
| UA88611C2 (uk) * | 2003-05-13 | 2009-11-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Спосіб обробки свердловини для запобігання або усунення поглинання бурового розчину |
| US20090029878A1 (en) * | 2007-07-24 | 2009-01-29 | Jozef Bicerano | Drilling fluid, drill-in fluid, completition fluid, and workover fluid additive compositions containing thermoset nanocomposite particles; and applications for fluid loss control and wellbore strengthening |
-
2011
- 2011-07-11 NO NO20111012A patent/NO333089B1/no unknown
- 2011-11-21 EP EP11864609.0A patent/EP2566931B1/en active Active
- 2011-11-21 NO NO11864609A patent/NO2566931T3/no unknown
- 2011-11-21 EA EA201690108A patent/EA028444B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-11-21 MX MX2012012774A patent/MX2012012774A/es active IP Right Grant
- 2011-11-21 AU AU2011365998A patent/AU2011365998B2/en active Active
- 2011-11-21 WO PCT/NO2011/000327 patent/WO2013009187A1/en active Application Filing
- 2011-11-21 CA CA2789289A patent/CA2789289C/en active Active
- 2011-11-21 CN CN201180022165.3A patent/CN103119123B/zh active Active
- 2011-11-21 HU HUE11864609A patent/HUE035433T2/en unknown
- 2011-11-21 MY MYPI2012004798A patent/MY159233A/en unknown
- 2011-11-21 EA EA201201367A patent/EA024831B1/ru active IP Right Revival
- 2011-11-21 DK DK11864609.0T patent/DK2566931T3/en active
- 2011-11-21 US US13/695,664 patent/US8962537B2/en active Active
- 2011-11-21 BR BR112012027317A patent/BR112012027317B1/pt active IP Right Grant
-
2017
- 2017-12-19 CY CY20171101329T patent/CY1119720T1/el unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1495874A (en) * | 1976-03-29 | 1977-12-21 | Nl Industries Inc | Drilling fluids and methods of drilling using them |
| US20090275487A1 (en) * | 1996-07-24 | 2009-11-05 | Bradbury Andrew J | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive |
| US20050277551A1 (en) * | 2004-06-03 | 2005-12-15 | M-I L.L.C. | Method of using a sized barite as a weighting agent for drilling fluids |
| WO2010027366A1 (en) * | 2008-09-08 | 2010-03-11 | M-I Llc | Wellbore fluids for cement displacement operations |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| SAASEN, A. et al. "Application of ilmenite as weight material in water based and oil based drilling fluids" (SPE 71401), published for the 2001 SPE Annual Technical Conference and Exhibition in New Orleans 30 September-3 October 2001. , Dated: 01.01.0001 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2012012774A (es) | 2013-03-15 |
| NO20111012A1 (no) | 2013-01-14 |
| AU2011365998A1 (en) | 2013-01-31 |
| MY159233A (en) | 2016-12-30 |
| EP2566931A1 (en) | 2013-03-13 |
| EP2566931B1 (en) | 2017-09-27 |
| NO2566931T3 (no) | 2018-02-24 |
| CY1119720T1 (el) | 2018-06-27 |
| BR112012027317A2 (pt) | 2016-08-02 |
| AU2011365998B2 (en) | 2014-01-30 |
| EA028444B1 (ru) | 2017-11-30 |
| CN103119123A (zh) | 2013-05-22 |
| WO2013009187A1 (en) | 2013-01-17 |
| HUE035433T2 (en) | 2018-05-02 |
| EA024831B1 (ru) | 2016-10-31 |
| EA201690108A1 (ru) | 2016-05-31 |
| BR112012027317B1 (pt) | 2019-12-03 |
| EP2566931A4 (en) | 2014-11-19 |
| US8962537B2 (en) | 2015-02-24 |
| CA2789289A1 (en) | 2013-01-07 |
| EA201201367A1 (ru) | 2014-05-30 |
| CN103119123B (zh) | 2015-04-29 |
| US20140155302A1 (en) | 2014-06-05 |
| CA2789289C (en) | 2014-04-22 |
| DK2566931T3 (en) | 2017-12-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO333089B1 (no) | Oljebrønnborevæsker, oljebrønnsementsammensetning og slurry av vektmateriale | |
| Wang et al. | Magnesium aluminum silicate nanoparticles as a high-performance rheological modifier in water-based drilling fluids | |
| CA2808133C (en) | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use | |
| Jana et al. | Preparation and characterization of low-cost ceramic microfiltration membranes for the removal of chromate from aqueous solutions | |
| Al-Bagoury et al. | A new, alternative weighting material for drilling fluids | |
| AU2012246128B2 (en) | Weighting agent for use in subterranean wells | |
| CA2886250A1 (en) | High density weight materials for oil field servicing operations | |
| NO334970B1 (no) | Sementsammensetninger | |
| Wu et al. | HF/HCl acid resistance mechanisms of alumina ceramics in the Al2O3-MgO-CaO-SiO2-Y2O3 system | |
| Razzaq et al. | The utilization of steelmaking industrial waste of silicomanganese fume as filtration loss control in drilling fluid application | |
| CA2459039C (en) | Lost circulation materials (lcm's) effective to maintain emulsion stability of drilling fluids | |
| JP6839767B2 (ja) | セリウム系研磨材用原料の製造方法、及びセリウム系研磨材の製造方法 | |
| WO2013154435A1 (en) | Oil based drilling fluids and mixture for use in oil based drilling fluids | |
| CN113150755B (zh) | 一种降滤失剂制备方法、钻井液、钻井液制备方法 | |
| CN110791260B (zh) | 一种钻井液用改性复合重晶石 | |
| OA16240A (en) | Oil well drilling fluids, oil well cement composition and slurry of weighting material. | |
| Mansouria et al. | Experimental Investigation of Nano-Boric Acid Effects as Retarding Agent on Physical/Chemical Properties of Cement Slurries for High-Pressure High-Temperature Oil and Gas Wells | |
| NO342495B1 (no) | Borehullsfluid og fremgangsmåte for fremstilling av et tilsetningsstoff for å øke densiteten av et fluid |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: ELKEM ASA, NO |
|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: ROBERTHA NATALIA HOEGLUND, C/O ELKEM ASA |