NO344264B1 - Vannbasert borefluid - Google Patents

Vannbasert borefluid Download PDF

Info

Publication number
NO344264B1
NO344264B1 NO20092857A NO20092857A NO344264B1 NO 344264 B1 NO344264 B1 NO 344264B1 NO 20092857 A NO20092857 A NO 20092857A NO 20092857 A NO20092857 A NO 20092857A NO 344264 B1 NO344264 B1 NO 344264B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
water
drilling fluid
based drilling
fluid according
alkyl
Prior art date
Application number
NO20092857A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20092857L (no
Inventor
Louise Bailey
Original Assignee
Mi Llc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Mi Llc filed Critical Mi Llc
Publication of NO20092857L publication Critical patent/NO20092857L/no
Publication of NO344264B1 publication Critical patent/NO344264B1/no

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • C09K8/10—Cellulose or derivatives thereof

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
  • Drilling And Boring (AREA)
  • Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
  • Drilling Tools (AREA)

Description

VANNBASERT BOREFLUID
Denne oppfinnelsen vedrører borefluider, særlig vannbaserte borefluider.
Borefluider brukes ved brønnboring, f eks ved boring av olje- og gassbrønner.
Ved boring pumpes borefluid ned gjennom en borestreng, slippes ut gjennom porter i borekronen og returneres til overflaten via ringrommet mellom borerøret og formasjonen omkring. Borefluidet har en rekke funksjoner, inkludert å kjøle og smøre borekronen og borestrengen, fjerne borkaks som frembringes av boreprosessen og frakte den til overflaten, holde borkaks på plass i ringrommet når pumpingen stanser, hindre sammenklemming eller uthuling av formasjonen og å holde formasjonsfluidene i sjakk.
Borefluider omfatter i hovedsak en bærer, et vektøkende middel og kjemiske tilsetninger.
Borefluider faller i to hovedkategorier: vannbaserte borefluider, også kalt vannbaserte slam eller muds (WBMs), hvor bæreren er et vandig medium, og oljebaserte borefluider, også kjent som oljebaserte slam eller muds (OBMs), der bæreren er olje. OBMs er vanligvis teknisk overlegne i forhold til WBMs i visse viktige henseender, inkludert den relativt sett manglende negative reaktiviteten mellom OBMs og [leir]skifer, som er en av de mest vanlige bergartene som påtreffes ved boring etter olje og gass. Bruk av OBMs har imidlertid ulempen at det fremstilles store mengder oljeforurensede avfallsprodukter, så som borkaks som det er vanskelig å bli kvitt på en miljømessig akseptabel måte. Mens bruk av WBMs er mer miljøvennlig enn OBMs, er ytelsen til WBMs teknisk mindreverdig i forhold til OBMs, spesielt når det bores gjennom vannfølsomme bergarter som skifer. Skifer viser stor affinitet for vann, og skifers adsorpsjon av vann får skiferen til å svelle og frembringer kjemiske endringer i bergarten som frembringer strekkrefter som svekker formasjonen, hvilket kan føre til erosjon av borehullet eller tap av struktur. Dette kan føre til boreproblemer som forkilt rør. I tillegg kan forringet brønnhullskvalitet hindre logging og komplettering.
Mye arbeid er gjort for å forbedre ytelsen til WBMs i forhold til skifer, det vil si øke nivået på såkalt skiferhemming i WBMs. Ulike kjemiske tilsetninger har vært innblandet i WBMs i forsøk på å forbedre skiferhemming.
Et av de mest hemmende WBMs i kommersiell bruk er basert på silikat-systemer, eksemplifisert med M-I Swacos SILDRIL. Målt etter hemming (kontroll på både brønnhullsstabilitet og borkaksdispersjon), er disse slamtypene ikke like effektive som OBMs, men de er signifikant bedre enn andre WBM, inkludert glykoler.
Silikatslam har imidlertid flere ulemper, inkludert helse- og sikkerhetsforhold (på grunn av sin høye pH), svak termisk stabilitet og smøreevne, intoleranse overfor kontaminering, høye vedlikeholdskostnader, uheldig virkning på noe brønnhullsutstyr og potensial til å forårsake skade på formasjonen.
US 4828 724 beskriver et WBM basert på etoksylataminer, diaminer eller kvarternære etoksylerte ammoniumsalter. WBMet benytter et kationisk tensid til å fremme adsorpsjon av små emulsjonsdråper på skiferen og opprette et oljeaktig lag. Elektrolytten er vanligvis kaliumklorid.
Vannløselige glykoler eller polyoler (dvs molekyler som inneholder flere enn en hydroksylgrupper) er vanlig brukte kjemiske tilsetninger for forbedret skiferhemming i WBMs.
US 3396 105 foreslår tilsetninger av alkyletoksylat for skiferkontroll i leireholdige WBMs. WO 96/24646 beskriver bruk av alkoholetoksylater som tilsetninger til WBMs.
GB 2297 774 A viser et vannbasert borefluid omfattende som tilsetning ett eller flere alkoholethoxylater hvor alkoholen har minst 5 karbongrupper.
Begrepene ”hydrokarbo” og ”hydrokarbyl” brukes her om forbindelser og/eller grupper som kun har karbon og hydrogenatomer.
Begrepet ”alifatisk” brukes her om forbindelser og/eller grupper som er lineære eller forgrenete, men ikke sykliske.
Begrepet ”alkyl” brukes her om en monovalent halvdel fremkommet ved å fjerne et hydrogenatom fra et karbonatom i en hydrokarbonforbindelse som kan være alifatisk, og som kan være mettet eller umettet (f eks delvis umettet, helt umettet). I sammenheng med alkylgrupper betegner prefiksene (f eks C1-4, C2-7 osv) antall karbonatomer eller område for antall karbonatomer. For eksempel brukes begrepet ”C1-4alkyl” her om en alkylgruppe som har fra 1 til 4 karbon-atomer.
Andre prefikser (om de brukes) betegner antall umettede (dvs dobbel eller trippel) bindinger i alkylgruppen.
”Hydrofil-lipofil-balanseverdi” (HLB) for et ikke-ionisk tensid (som et alkyl-etoksylat) er gitt av formelen HLB = 20(Mh/M), hvor Mh er molekylmassen til den hydrofile delen av molekylet (dvs etoksylatdelen av et alkyletoksylat) og M er molekylmassen til hele molekylet. For en blanding av to eller flere ikke-ioniske tensider, er den kombinerte HLB til tensidene i blandingen gitt ved å kombinere HLBene til de respektive individuelle tensidene i forhold til deres massebrøker i blandingen. Således er den kombinerte HLB til en blanding av tensid A og tensid B, hvor massen av tensid A er dobbelt så stor som den til tensid B, HLBblanding = (2HLBA HLBB)/3.
I generelle termer tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen et vannbasert borefluid som inneholder en tilsetning av en eller flere alkyletoksylat-tensider som har alkylgrupper med relativt lange karbonkjedelengder og med lave til moderate grader av etoksylering.
Etoksylatgruppene i et slikt tensid antas å fremme absorpsjon av tensidet på skifer, mens pakkingen av alkylkjedene tilveiebringer en hydrofob barriere som reduserer ionetransport.
Således tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen i et første aspekt et vannbasert borefluid omfattende som tilsetning ett eller flere alkyletoksylater med formel RO(CH2 CH2O)nH;
hvor
R er en C16-22alkylgruppe (der R fordelaktig er alifatisk og der R mer fordelaktig er lineær), og
n er et heltall i området 2-30;
hvor fluidet ytterligere omfatter ett eller flere viskositetsøkende midler og er hovedsakelig fritt for leire.
Borefluidet er fortrinnsvis hovedsakelig fritt for mineralske viskositetsøkende midler, R kan være en C16-18alkylgruppe. n kan være i området 2-21.
Et slikt fluid kan tilveiebringe høye nivåer av skiferhemming, på høyde med WBMs basert på silikatsystemer og oppimot ytelsene til OBMs. Fluidet ser ut til å etterligne et OBM ved å etablere en osmotisk membran som regulerer ionebevegelse, og derved begrenser vanninntrenging.
Videre bør fluidet komme fordelaktig ut sammenlignet med kjente borefluider med hensyn til giftighet, biodegradering og bioakkumulering.
Konsentrasjonen i fluidet av de en eller flere alkyletoksylatene kan være i området 1-5g/l, og er fortrinnsvis i området 2-4g/l. Mer fordelaktig er konsentrasjonen omkring 3g/l.
De en eller flere alkyletoksylatene kan ha en kombinert HLB på mindre enn 16 og fordelaktig mindre enn 9. Å unngå høye HLBer bidrar til å avhjelpe problemer med oljeskumming og skumming. De en eller flere alkyletoksylatene kan ha en kombinert HLP over 4 og fordelaktig over 6.
Tensidene vil typisk være til stede over den kritiske micellekonsentrasjonen (~10<-5>g/l), og vil aggregere til strukturerte mesofaser, enten miceller, liposomer eller lameller, som oppviser en hydrofil flate mot løsningen og en oleofil eller hydrofob kjerne. Etoksylatgruppene kan adsorbere på overflaten av leirer og skifere, som glykoler med lavere molekylvekt, og således bygge en overflatehinne med en indre oleofil karakter. I OBM har ikke salter en tendens til å diffundere ut av små emulsjonsdråper, og elektrolyttioner er likeledes forhindret fra å diffundere inn i skiferen av sin lave løselighet i dette oleofile mediet.
Borefluidet kan inneholde to alkyletoksylater med forskjellige hydrofil-lipofilbalanseverdier. Konsentrasjonen i g/l av alkyletoksylatet med den lavere hydrofillipofil-balanseverdien er da fordelaktig minst 1,5 ganger høyere enn konsentrasjonen i g/l av alkyletoksylatet med den lavere hydrofil-lipofilbalanseverdien. For eksempel kan borefluidet inneholde en blanding av polyoxyetylen(2)-stearyleter (HLB = 4,9) og polyoxyetylen(10)-stearyleter (HLB = 12,4) i et konsentrasjonsforhold på omkring 2:1, hvilket gir en kombinert HLB for blandingen på omkring 7,4.
Borefluidet inneholder typisk ytterligere ett eller flere oppløste uorganiske salter. For eksempel kan de ett eller flere uorganiske saltene velges fra gruppen som består av CaCl2, KCl, NaCl, CaBr2, KBr, NaBr, Ca(NO3)2, KNO3, NaNO3, CaSO4, K2SO4, Na2SO4, kalsiumfosfat, kaliumfosfat, natriumfosfat, kalsiumformat, kaliumformat og natriumformat. CaCl2 foretrekkes. Det uorganiske saltet er typisk til stede i tilstrekkelige konsentrasjoner til å forårsake en lavere vannaktivitet enn den i skiferen den skal hemme, og kan være i 1 til 3M løsning i fluidet, og foretrukket i 2 til 3M løsning.
De ett eller flere viskositetsøkende midlene kan velges blant biopolymerer i gruppen bestående av, men ikke begrenset til, xantangummi, skleroglukan, welangummi, guargummi, biozan, diutan, karboksymetyl-cellulose, polyanionisk cellulose, stivelse, modifisert stivelse, hydrofobisk modifiserte varianter av disse, og polymere viskositetsøkende midler som, men ikke begrenset til, polyakrylamid, delvis hydrolysert polyakrylamid, polyvinylacetat og polyvinyl pyrrolidon.
Konsentrasjonen i fluidet av de en eller flere viskositetsøkende midlene kan være i området 0,5-30 g/l.
I et ytterligere aspekt tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen bruk av fluidet i det foregående aspektet for å bore en brønn.
Spesifikke utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen vil nå bli beskrevet med henvisning til de følgende tegninger, hvor:
Figur 1 sammenligner 40 timers svelling av kjerneplugger eksponert for tensidblanding i prøveløsninger med 1M KCl og ferskvann.
Figur 2 sammenligner 40 timers svelling av kjerneplugger eksponert for tensidblanding i prøveløsninger med 1M CaCl2 og ferskvann.
Figur 3 sammenligner 40 timers svelling av kjerneplugger eksponert for individuelle tensidprøveløsninger med 2,5M CaCl2 og ferskvann.
Figur 4 sammenligner 40 timers svelling av kjerneplugger eksponert for tensidblandinger i prøveløsninger med 2,5M CaCl2, et natriumsilikat WBM og et OBM.
Figur 5 plotter endring av porøsitet mot den samlede utvaskede massen ved test i en Hasslercelle av en vandig 2,5M CaCl2 løsning som inneholder 2g/l Brij 72 og 1g/l Brij 76, og tilsvarende plott for tilsvarende prøver av fire sammenlignbare fluider.
Vandige løsninger som inneholder et individuelt alkyletoksylat-tensid med formel RO(CH2CH2O)nH eller en blanding av to slike tensider ble fremstilt ved hjelp av ICIs Brij<TM>-serie. Detaljer ved de brukte tensidene er gitt i tabell 1.
Tabell 1
Hver løsning hadde en total tensidkonsentrasjon på 3g/l. Der en blanding av to tensider ble brukt, var blandingsforholdet (etter konsentrasjon) hovedsakelig 2:1. Konvensjonen er således at når et forhold ikke er eksplisitt angitt for en gitt blanding, så er forholdet 2:1 og det først nevnte tensidet har høyest konsentrasjon. For eksempel inneholder en 72/98-blanding dermed 2g/l Brij 72 og 1g/l Brij 98. Der en blanding avviker fra 2:1-forholdet er forholdstallet imidlertid oppgitt eksplisitt. For eksempel inneholder en 72/783:2,5 blanding 1,6g/l Brij 72 og 1,4g/l Brij78.
Alle løsningene ble fortykket med 4g/l xantangummi.
Undersøkelsene av tensidløsningene ble gjort ved hjelp av svellingstester og tester i en Hasslercelle. Flere detaljer finnes i Bailey, L., Craster, B., Sawdon, C., Brady, M., Cliffe, S.: New Insight into the Mechanisms of Shale Inhibition Using Water Based Silicate Drilling Fluids, IADC/SPE Drilling Conference, 3-6 March 1998, Dallas, Texas, SPE 39401.
I svellingstestene ble kjerneplugger nedsenket i prøveløsninger og mengden uhindret lineær svelling ble målt. Testen er tidligere brukt til å demonstrere den osmotiske responsen til frembrutte skiferkjerner eksponert for OBMs og silikatløsninger, og til generelle nivåer av hemming.
En Hasslercelle ble brukt til å måle permeabiliteten i Oxfordleirekjerner mens den ble eksponert for ulike hemmende fluider. En skiferkjerne med diameter og lengde ~25mm (kuttet normalt på lagdelingen) ble innesluttet radialt i en Viton gummihylse som isolerte den fra den hydrauliske oljen som ble brukt til å påtrikke et innesluttende trykk på 8,6MPa. Gjengede endeplugger av stål holdt kjernen på plass. Disse endepluggene hindret kjernen i å svelle aksialt, men radial svelling var fortsatt mulig mot oljetrykket. Prøvefluidet ble tilført Hasslercellen av en Gilsonpumpe med positiv fortrengning ved et forhåndssatt trykk på 8MPa. Utløpet fra Hasslercellen var åpent mot atmosfæren. Prøvefluidet ble ført inn i og ut av Hasslercellen gjennom kapillærrør for å minimere død volum. Permeable fiberskiver ved hver ende av kjernen ga prøvefluidet tilgang til hele endeflatene mens radial strøm ved innløp og utløp ble forhindret. Fluid som ble utvasket fra kjernen, eluent, ble samlet i prøverør forseglet med plastfolie for å hindre fordampning. Massen av den innsamlede eluenten ble brukt til å bestemme strømningsraten gjennom kjernen. Ionesammensetningen i eluenten ble målt ved hjelp av ionekromatografi.
Før hvert eksperiment ble kjernen tørket med et nominelt isotropt trykk på 8,5 MPa i minst 72 timer for å sikre stabilitet ved trykkene i testen. Hvis den ble brukt utørket, ble den myke Oxfordleiren ekstrudert gjennom utløpet av Hassler-cellen. Det innesluttende trykket og fluidtrykket ble økt til driftsnivå i steg på omtrent 0,5MPa for å sikre at inneslutningen aldri oversteg fluidtrykket med mer enn 1MPa.
I testene ble kjernene først eksponert for et syntetisk porefluid (0,12M NaCl, 0,01M KCl, 0,04M MgCl2 og 0,04M CaCl2), for å oppnå likevekt i strømnings-forholdene. Etter dette ble tilførselen byttet over til prøvefluid.
Ved slutten av testen ble matepumpen stoppet, og det innesluttende trykket redusert etter hvert som trykket lekket av gjennom kjernen for å opprettholde differansen mellom innesluttende trykk og fluidtrykk. Når det tilførte trykket nådde null, ble anordningen raskt demontert og kjernen fjernet for post mortem analyse av vann- og ioneinnhold.
Den frembrutte skiferen som ble brukt til kjernesvelling og Hasslercelle-testene var Oxfordleire fra London Brickworks’ Bedford Quarry. Mineralogien er gitt i tabell 2.
Tabell 2
Figur 1 sammenligner 40 timers svelling av kjerneplugger eksponert for tensidblanding i prøveløsninger med 1M KCl og ferskvann. Figur 2 sammenligner 40 timers svelling av kjerneplugger eksponert for tensidblanding i prøveløsninger med 1M CaCl2 og ferskvann. Figur 3 sammenligner 40 timers svelling av kjerneplugger eksponert for individuelle tensidprøveløsninger med 2,5M CaCl2 og ferskvann, og Figur 4 sammenligner 40 timers svelling av kjerneplugger eksponert for tensidblandinger i prøveløsninger med 2,5M CaCl2, et natriumsilikat WBM (en vandig løsning inneholdende 8g/l KCl og natriumsilikatet) og et OBM.
Tensidløsningene var effektive hemmere som reduserte den observerte graden av svelling. Særlig ved høye saltkonsentrasjoner, se for eksempel figur 4, var de mest effektive blandingene de med en høyere andel av et tensid med lavere HLB.
Faktisk fikk visse blandinger kjernen til å krympe (på samme måte som WBM med natriumsilikat og OBM). Generelt fant vi de mer hydrofobe kombinasjonene mer effektive, særlig dem med en HLB < 9.
Sammenligning mellom figurene 3 og 4 antyder at løsningene som inneholder blandinger er mer effektive hemmere enn løsninger som inneholder individuelle tensider.
Det vises nå til Hasslercelletestene. Figur 5 viser en sammenligning mellom en prøve av den mest effektive tensidblandingen (2g/l Brij 72 ,ed 1g/l Brij76, som gir HLBblanding = 7,4, i 2,5M [CaCl2)] med prøver av natriumsilikat/KCl WBM, 0,3M KCl vandig løsning, et WBM inneholdende 14g/l KCl og et OBM.
Figur 5 plotter endring av porøsitet for den respektive prøve mot den samlede massen som utvaskes. Tabell 3 oppsummerer omfanget av reduksjon av permeabilitet med disse systemene, så vel som for to vanlige glykolsystemer (Dowell Drilling Fluids Staplex 500<TM>i 8g/l KCl vandig løsning, og BP DCP 101<TM>i 8g/l KCl vandig løsning) og 1,4M KCl vandig løsning. Tabellen inkluderer en beregning av de omtrentlige porevolumene med inntrenging som ville forårsake reduksjonen, og resultatet av post mortem analyser av kjernenes vanninnhold.
Tabell 3
Ulikt silikatsystemene, hvor en gradvis reduksjon av permeabilitet inntreffer over flere porevolumer, er det et plutselig og dramatisk fall i p permeabilitet ved introduksjon av 72/76-løsningen, etter hvilket kun litt over 1 porevolum ble utvasket fra kjernen. Dette tilsvarer oppførselen som observeres med OBMs. Til tross for en forlenget testtid (opp mot flere måneder), oppnådde verken OBM eller 72/76-løsningen virkelig likevekt, men den observerte permeabiliteten hadde falt til 0,5 - 0,7% av den opprinnelige permeabiliteten.
Post mortem analysen av vanninnholdet i kjernen for 72/76-løsningen viste et vanninnhold rundt 13,8%, uniformt langs lengden av kjernen, hvilket tilsvarer vanninnholdet post mortem i kjernen for OBM. På den andre siden resulterte glykol (Staplex 500 og DCP 101) og natriumsilikatsystemene i ikke-uniforme vannprofiler i området 23% - 16% fra innløp til utløp i sine respektive prøver.
Eksempler på borefluidformuleringer ble utviklet basert på ovenstående.
Eksempel 1
Vann 1 liter, CaCl2 til 2,5M, 1-5g xantangummi, 10-30g polyanionisk cellulosepolymer med lav viskositetsgrad, 10-30g stivelse, 20g Brij 72, 10g Brij 721. API baritt vektøkningsmiddel ble tilsatt for å oppnå ønsket fluidtetthet. Biocid og antiskummiddel (f eks Defoam X eller Defoam A fra M-I) ble også tilsatt.
Eksempel 2
Vann 1 liter, CaCl2 til 2,5M, 1-5g skleroglukan (f eks Biovis), 10-30g modifisert stivelse (f eks DualFlo), 20g Brij 72, 10g Brij 721. Kalsiumkarbonat vektøkningsmiddel (f eks SafeCarb) ble tilsatt for å oppnå ønsket fluidtetthet. Biocid og antiskummiddel (f eks Defoam X eller Defoam A fra M-I) ble også tilsatt.
I begge eksempler kan mengden av viskositetsøkende midler og fluidtapsmidler justeres for å oppnå påkrevet reologi.
Mens oppfinnelsen er beskrevet i sammenheng med eksemplene o på utførelsesformer beskrevet ovenfor, vil mange ekvivalente modifikasjoner og varianter være nærliggende for fagfolk på området med kjennskap til den foreliggende beskrivelsen. Følgelig er eksemplene på utførelsesformer av oppfinnelsen som beskrives ovenfor ment å være illustrerende og ikke begrensende. Ulike endringer av de beskrevne utførelsesformene kan foretas innenfor rammen av de vedføyde patentkravene.
Alle referansene som siteres her tas inn ved referanse.

Claims (13)

PATENTKRAV
1. Vannbasert borefluid omfattende som tilsetning ett eller flere alkyletoksylater med formel RO(CH2 CH2O)nH;
karakterisert ved at
R er en C16-22alkylgruppe, og
n er et heltall i området 2-30;
og at fluidet ytterligere omfatter ett eller flere viskositetsøkende midler, og er hovedsakelig fritt for leire.
2. Vannbasert borefluid i følge krav 1, hvor R er en C16-18alkylgruppe.
3. Vannbasert borefluid i følge krav 1 eller 2, hvor n er i området 2-21.
4. Vannbasert borefluid i følge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor konsentrasjonen i fluidet av de en eller flere alkyletoksylatene er i området 1-5g/l.
5. Vannbasert borefluid i følge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor de en eller flere alkyletoksylatene har en kombinert hydrofil-lipofilbalanseverdi på mindre enn 9.
6. Vannbasert borefluid i følge krav 5, omfattende to alkyletoksylater med forskjellige hydrofil-lipofilbalanseverdier.
7. Vannbasert borefluid i følge krav 6, hvor konsentrasjonen i g/l av alkyletoksylatet med den lavere hydrofil-lipofilbalanseverdien er minst 1,5 ganger større enn konsentrasjonen i g/l av alkyletoksylatet med den høyere hydrofillipofilbalanseverdien.
8. Vannbasert borefluid i følge et hvilket som helst av de foregående krav, ytterligere omfattende ett eller flere oppløste uorganiske salt.
9. Vannbasert borefluid i følge krav 8, hvor de ett eller flere uorganiske saltene velges fra gruppen som består av CaCl2, KCl, NaCl, CaBr2, KBr, NaBr, Ca(NO3)2, KNO3, NaNO3, CaSO4, K2SO4, Na2SO4, kalsiumfosfat, kaliumfosfat, natrimfosfat, kalsiumformat, kaliumformat og natriumformat.
10. Vannbasert borefluid i følge et av kravene 8 til 9, hvor det uorganiske saltet er i 1 til 3M løsning i fluidet.
11. Vannbasert borefluid i følge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor de en eller flere viskositetsøkende midlene velges fra gruppen bestående av xantangummi, skleroglukan, welangummi, guargummi, biozan, diutan, karboksymetyl-cellulose, polyanionisk cellulose, stivelse, modifisert stivelse, hydrofobisk modifiserte varianter av disse, og polymere viskositetsøkende midler.
12. Vannbasert borefluid i følge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor konsentrasjonen av fluidet av de en eller flere viskositetsøkende midlene er i området 0,5-30g/l.
13. Bruk av fluidet i følge et hvilket som helst av de foregående krav ved boring av en brønn.
NO20092857A 2007-02-08 2009-08-18 Vannbasert borefluid NO344264B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB0702445A GB2446400B (en) 2007-02-08 2007-02-08 Water-based drilling fluid
PCT/GB2008/000432 WO2008096147A1 (en) 2007-02-08 2008-02-06 Water-based drilling fluid

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20092857L NO20092857L (no) 2009-11-06
NO344264B1 true NO344264B1 (no) 2019-10-21

Family

ID=37898967

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20092857A NO344264B1 (no) 2007-02-08 2009-08-18 Vannbasert borefluid

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7833946B2 (no)
BR (1) BRPI0807007A2 (no)
CA (1) CA2677550C (no)
EA (1) EA015201B1 (no)
GB (1) GB2446400B (no)
MX (1) MX2009008467A (no)
NO (1) NO344264B1 (no)
WO (1) WO2008096147A1 (no)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101423752B (zh) * 2008-12-17 2010-12-29 山东大学 一种钻井液用润滑剂及其制备方法
US20100184630A1 (en) * 2009-01-16 2010-07-22 Sullivan Philip F Breaking the rheology of a wellbore fluid by creating phase separation
US20130085052A1 (en) 2011-09-29 2013-04-04 R. J. Reynolds Tobacco Company Apparatus for Inserting Microcapsule Objects into a Filter Element of a Smoking Article, and Associated Method
US9091622B2 (en) 2011-12-20 2015-07-28 Exxonmobil Upstream Research Company Capillary-based calibration standards for measurement of permeability
WO2014004968A1 (en) * 2012-06-28 2014-01-03 Rhodia Operations Environmentally friendly solvent systems/surfactant systems for drilling fluids
CN102851009B (zh) * 2012-09-27 2015-05-20 北京奥凯立科技发展股份有限公司 一种有机盐高密度钻井液
RU2561630C2 (ru) * 2013-12-02 2015-08-27 Общество с ограниченной ответственностью "СБК-ТЕХНОСЕРВИС" Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard)
RU2561634C2 (ru) * 2013-12-02 2015-08-27 Общество с ограниченной ответственностью "СБК-ТЕХНОСЕРВИС" Биополимерный буровой раствор сбк-uni (plus)
US10351750B2 (en) 2017-02-03 2019-07-16 Saudi Arabian Oil Company Drilling fluid compositions with enhanced rheology and methods of using same
CN108728054B (zh) * 2017-04-21 2021-07-23 中国石油化工股份有限公司 一种油基钻井液用降滤失剂及其制备方法
RU2681614C2 (ru) * 2017-07-17 2019-03-11 Общество с ограниченной ответственностью "БурениеСервис" Буровой раствор
CN109971439B (zh) * 2017-12-28 2021-08-31 中国石油化工股份有限公司 一种钻井液用接枝改性淀粉防塌剂及其制备方法
US10577300B2 (en) 2018-06-12 2020-03-03 Saudi Arabian Oil Company Synthesis of sodium formate and drilling fluid comprising the same

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2297774A (en) * 1995-02-10 1996-08-14 Sofitech Nv Drilling fluid

Family Cites Families (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE201478C (no)
US3236769A (en) * 1956-09-10 1966-02-22 Socony Mobil Oil Co Inc Drilling fluid treatment
US3396105A (en) * 1963-08-19 1968-08-06 Mobil Oil Corp Drilling fluid treatment
US4486316A (en) 1979-02-02 1984-12-04 Nl Industries, Inc. Borehole drilling fluid and method
US4301016A (en) 1979-02-02 1981-11-17 Nl Industries, Inc. Borehole drilling fluid and method
US4384096A (en) 1979-08-27 1983-05-17 The Dow Chemical Company Liquid emulsion polymers useful as pH responsive thickeners for aqueous systems
EP0070075B2 (en) * 1981-07-13 1992-11-04 THE PROCTER &amp; GAMBLE COMPANY Foaming dishwashing liquid compositions
US4579669A (en) 1981-08-12 1986-04-01 Exxon Research And Engineering Co. High temperature drilling fluids based on sulfonated thermoplastic polymers
US4385155A (en) 1981-12-02 1983-05-24 W. R. Grace & Co. Method of preparing crosslinked poly(vinyl alcohol)
US4425461A (en) 1982-09-13 1984-01-10 Exxon Research And Engineering Co. Drilling fluids based on a mixture of a sulfonated thermoplastic polymer and a sulfonated elastomeric polymer
US4525522A (en) 1982-09-13 1985-06-25 Exxon Research And Engineering Co. Drilling fluids based on sulfonated thermoplastic polymers having improved low temperature rheological properties
GB2131067A (en) 1982-11-17 1984-06-13 Doverstrand Ltd Improvements in drilling fluids
US4537688A (en) 1983-11-02 1985-08-27 Exxon Research And Engineering Co. Low and high temperature drilling fluids based on sulfonated terpolymer ionomers
US4740319A (en) 1984-04-04 1988-04-26 Patel Arvind D Oil base drilling fluid composition
GB8412423D0 (en) 1984-05-16 1984-06-20 Allied Colloids Ltd Polymeric compositions
NL8402756A (nl) 1984-09-10 1986-04-01 Polysar Financial Services Sa Verdikkingsmiddel.
US4600515A (en) 1984-09-12 1986-07-15 National Starch And Chemical Corporation Fluid loss control agents for drilling fluids containing divalent cations
USRE33008E (en) 1985-04-04 1989-08-01 Alco Chemical Corporation Acrylic emulsion copolymers for thickening aqueous systems and copolymerizable surfactant monomers for use therein
US4978461A (en) 1986-09-02 1990-12-18 Exxon Research And Engineering Company Low and high temperature drilling fluids based on sulfonated terpolymer ionomers
GB8630295D0 (en) 1986-12-18 1987-01-28 Shell Int Research Drilling fluid
US5964692A (en) * 1989-08-24 1999-10-12 Albright & Wilson Limited Functional fluids and liquid cleaning compositions and suspending media
US5007489A (en) * 1990-04-27 1991-04-16 Baker Hughes Incorporated Drilling fluid methods and composition
US5518996A (en) 1994-04-11 1996-05-21 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Fluids for oilfield use having high-solids content
US5874495A (en) 1994-10-03 1999-02-23 Rhodia Inc. Polymers useful as PH responsive thickeners and monomers therefor
US5614474A (en) * 1994-10-18 1997-03-25 Exxon Research And Engineering Company Polymer-surfactant fluids for decontamination of earth formations
US5588488A (en) 1995-08-22 1996-12-31 Halliburton Company Cementing multi-lateral wells
US5913364A (en) 1997-03-14 1999-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sealing subterranean zones
US6258757B1 (en) 1997-03-14 2001-07-10 Halliburton Energy Services, Inc. Water based compositions for sealing subterranean zones and methods
US6063737A (en) * 1997-06-12 2000-05-16 Shell Oil Company Aqueous displacement fluid compositions for use in wellbores
US6184287B1 (en) 1999-01-26 2001-02-06 Omnova Solutions Inc. Polymeric latexes prepared in the presence of 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonate
GB2351986B (en) 1999-07-13 2002-12-24 Sofitech Nv Latex additive for water-based drilling fluids
EP1196134B1 (en) * 1999-07-16 2008-11-19 Calgon Corporation Water soluble polymer composition and method of use
GB2378716B (en) 2001-08-08 2004-01-14 Mi Llc Process fluid
US20040116304A1 (en) * 2002-12-02 2004-06-17 An-Ming Wu Emulsified polymer drilling fluid and methods of preparation and use thereof
US7084092B2 (en) * 2003-08-25 2006-08-01 M-I L.L.C. Shale hydration inhibition agent and method of use

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2297774A (en) * 1995-02-10 1996-08-14 Sofitech Nv Drilling fluid

Also Published As

Publication number Publication date
GB0702445D0 (en) 2007-03-21
MX2009008467A (es) 2009-10-12
CA2677550A1 (en) 2008-08-14
US20090042746A1 (en) 2009-02-12
US7833946B2 (en) 2010-11-16
BRPI0807007A2 (pt) 2014-04-15
NO20092857L (no) 2009-11-06
EA015201B1 (ru) 2011-06-30
CA2677550C (en) 2015-11-24
WO2008096147A1 (en) 2008-08-14
GB2446400B (en) 2009-05-06
EA200970739A1 (ru) 2009-12-30
GB2446400A (en) 2008-08-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO344264B1 (no) Vannbasert borefluid
US7549474B2 (en) Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor
US7686084B2 (en) Well bore servicing fluids comprising thermally activated viscosification compounds and methods of using the same
van Oort et al. Transport in shales and the design of improved water-based shale drilling fluids
AU726193B2 (en) Well servicing fluid for trenchless directional drilling
US20040168802A1 (en) Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry
DK1740671T3 (en) Inhibitivt, water-based drilling fluid system
BRPI0708625A2 (pt) composições de desvio, tampões de controle de perda de fluido e seccionadores desses
US7825072B2 (en) Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations
US5602082A (en) Efficiency of ethoxylated/propoxylated polyols with other additives to remove water from shale
Binqiang et al. A Novel Strong Inhibition Water-Based Drilling Fluid Technology
RU2602280C1 (ru) Торфощелочной буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов
CA2526998C (en) Method of decreasing the disintegration of shale-containing cuttings and drilling fluid therefor
US11230911B2 (en) Wellbore servicing fluid and methods of making and using same
Rashak APPLICATION OF APHRON DRILLING FLUIDS IN UNDER-BALANCE DRILLING
Mutter et al. Experimental Investigation on the Effect of the Aphron Drilling Fluid in Mitigating Formation Damage of Dawood Bai-Hassan Reservoir
US20230002664A1 (en) Compositions and methods for inhibiting shale and preventing shale accretion
PL240998B1 (pl) Płuczka wiertnicza do przewiercania pokładów węgla
Gaurina-Međimurec et al. Laboratory Investigations of Silicate Mud Contamination with Calcium
EA037804B1 (ru) Ингибирующий буровой раствор для бурения высококоллоидальных глинистых отложений
Gaurina-Međimurec et al. ISPLAKE NA BAZI FORMIJATA: SASTAV I PRIMJENA
MXPA00011262A (es) Fluido de perforacion base agua inhibido ecologico con base en nitrato de potasio y silicato de sodio.
MXPA99007467A (en) Aphron-containing well drilling and servicing fluids

Legal Events

Date Code Title Description
CREP Change of representative

Representative=s name: HAMSOE PATENTBYRA AS, POSTBOKS 171, 4301 SANDNES