NO344653B1 - Invert emulsjons-fluidsystem og fremgangsmåte for å utføre petroleumsutvinningsoperasjoner ved bruk av et oljebasert fluidsystem - Google Patents
Invert emulsjons-fluidsystem og fremgangsmåte for å utføre petroleumsutvinningsoperasjoner ved bruk av et oljebasert fluidsystem Download PDFInfo
- Publication number
- NO344653B1 NO344653B1 NO20100177A NO20100177A NO344653B1 NO 344653 B1 NO344653 B1 NO 344653B1 NO 20100177 A NO20100177 A NO 20100177A NO 20100177 A NO20100177 A NO 20100177A NO 344653 B1 NO344653 B1 NO 344653B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid system
- invert emulsion
- final
- gel strength
- emulsion fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 141
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims description 78
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 11
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 title claims description 7
- 229920000126 latex Polymers 0.000 claims description 64
- 239000004816 latex Substances 0.000 claims description 64
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 48
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 39
- PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M sodium fluoride Chemical compound [F-].[Na+] PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 27
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 24
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 18
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 14
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 12
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 11
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 9
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 claims description 9
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical group C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- -1 polyethylene Polymers 0.000 claims description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 8
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 6
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 claims description 6
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 claims description 6
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 claims description 5
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 claims description 5
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 4
- 229920001038 ethylene copolymer Polymers 0.000 claims description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 4
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims description 4
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical compound CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 2
- BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N Vinyl chloride Chemical compound ClC=C BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 claims description 2
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 claims description 2
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 claims 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 53
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 42
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 36
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 16
- 239000000463 material Substances 0.000 description 13
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 12
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 12
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 10
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000008365 aqueous carrier Substances 0.000 description 4
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 4
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 4
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 4
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 229920003008 liquid latex Polymers 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 2
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000010534 mechanism of action Effects 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- BNGXYYYYKUGPPF-UHFFFAOYSA-M (3-methylphenyl)methyl-triphenylphosphanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC1=CC=CC(C[P+](C=2C=CC=CC=2)(C=2C=CC=CC=2)C=2C=CC=CC=2)=C1 BNGXYYYYKUGPPF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 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
- 241000143060 Americamysis bahia Species 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001692 EU approved anti-caking agent Substances 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- HDYRYUINDGQKMC-UHFFFAOYSA-M acetyloxyaluminum;dihydrate Chemical compound O.O.CC(=O)O[Al] HDYRYUINDGQKMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 229940009827 aluminum acetate Drugs 0.000 description 1
- ANBBXQWFNXMHLD-UHFFFAOYSA-N aluminum;sodium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[Na+].[Al+3] ANBBXQWFNXMHLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 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
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 235000013870 dimethyl polysiloxane Nutrition 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L hectorite Chemical compound [Li+].[OH-].[OH-].[Na+].[Mg+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O[Si]([O-])(O1)O[Si]1([O-])O2 KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000012875 nonionic emulsifier Substances 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 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
- KVOIJEARBNBHHP-UHFFFAOYSA-N potassium;oxido(oxo)alumane Chemical compound [K+].[O-][Al]=O KVOIJEARBNBHHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 229910001388 sodium aluminate Inorganic materials 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
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin 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
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
-
- 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
- C09K8/14—Clay-containing 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
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
- C09K8/24—Polymers
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)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Description
Patentsøknadens område
Den foreliggende patentsøknad tilveiebringer invert emulsjons-fluidsystemer omfattende en emulgert vandig fase omfattende dispergerte integrerte latekspartikler.
Bakgrunn for patentsøknaden
Borefluidsystemer formuleres til å ha spesifikke egenskaper for å forbedre vellykketheten under petroleumsutvinningsoperasjoner. Fluider anvendt under petroleumsutvinningsoperasjoner er typisk klassifisert ifølge om den kontinuerlige fase av fluidet omfatter vann eller olje. Et vannbasert fluid omfatter vann som den kontinuerlige fase. Et oljebasert fluid omfatter olje (eller organisk syntetisk olje) som den kontinuerlige fase. Et invert emulsjonsfluid omfatter olje eller organisk syntetisk olje som den kontinuerlige fase og en emulgert vandig fase.
Invert emulsjons-fluidsystemer vil gjerne fremvise høy ytelse med hensyn til skiferinhibering, borehullstabilitet, og smøreevne. Uheldigvis har invert emulsjonsfluidsystemer også en høy risiko for tap av sirkulasjonsmateriale.
Tap av sirkulasjonsmateriale refererer generelt til tap av helt borefluid i mengde til formasjonen. Tap av sirkulasjonsmateriale foregår generelt når et borefluidsystem kommer i kontakt med visse undergrunnsdefekter under petroleumsutvinningsoperasjoner. Eksempler på slike undergrunnsdefekter inkluderer men er ikke nødvendigvis begrenset til: (1) naturlige eller strukturfrakturer, (2) induserte eller skapte frakturer; (3) bergromsformasjoner (hulrom og kanaler), og (4) ukonsoliderte eller høyt permeable formasjoner (løs grus og/eller sand). Tap av sirkulasjonsmateriale kan ha meget kostbare og endog katastrofale konsekvenser, inklusive opphør av petroleumsutvinningsoperasjoner.
US Patent 6703 351 beskriver vannbaserte borefluidsystemer omfattende polymerlateks, som sies å være "i stand til å tilveiebringe en deformerbar lateksfilm eller forsegling på i det minste en del av en undergrunnsformasjon". Se samme i spalte 3, II.24-26. I visse forhold er det imidlertid ønskelig å anvende et oljebasert borefluidsystem under petroleumsutvinningsoperasjoner.
US patentpublikasjon 2004/0132625 beskriver et latekstilsetningsstoff for tilsetning til oljebaserte borefluidsystemer. Uheldigvis omfatter latekstilsetningsstoffet en vandig bærer.
Tilsetning til et oljebasert borefluidsystem av latekstilsetningsstoff omfattende en vandig bærer endrer vann-til-olje forholdet av det oljebaserte borefluidsystem. Kort sagt blir det oljebaserte borefluidsystem et ubalansert invert emulsjonsborefluidsystem med forskjellige reologiske egenskaper. For eksempel vil plastisk viskositet (PV) og/eller flytepunkt (YP) gjerne være høyere i det resulterende ubalanserte system. Se initiale og "endelige" egenskaper av formuleringer 25 og 26 i Tabell III, US patentpublikasjon 2004/0132625. En økning i PV og/eller YP kan øke den ekvivalente sirkulerende densitet ("ECD") av invert emulsjons-fluidsystemet, noe som i sin tur kan minske evnen av latekstilsetningsstoffet til å redusere sirkulasjonsmaterialtap.
US4671883 A beskriver et fluidtapsregulerende additiv til anvendelse i oljebaserte borehullsfluider inneholdende et løseliggjort lignittderivat og en oljesvellbar eller oljeløselig polymer.
Det er mulig å rebalansere et ubalansert invert emulsjonsfluidsystem. Et ubalansert invert emulsjonsfluidsystem ville imidlertid enten måtte rebalanseres ute i feltet eller transporteres bort fra borestedet for å bli rebalansert. Hver mulighet gjør bruken av latekstilsetningsstoff omfattende vandig bærer ineffektiv.
Kort oppsummering
Den foreliggende patentsøknad vedrører balanserte invert-emulsjonsfluidsystemer omfattende integrerte latekspartikler.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et invert emulsjonsfluidsystem omfattende: en kontinuerlig fase omfattende olje og viskositetsøkende middel; og en emulgert vandig fase omfattende dispergerte integrerte latekspartikler.
I en utførelsesform tilveiebringer patentsøknaden et invert emulsjonsfluidsystem omfattende: en kontinuerlig fase omfattende olje og organofil leire; og en emulgert vandig fase omfattende saltløsning omfattende et eller flere monovalente salter, 5 vekt% eller mindre flerverdig salt, polyamid overflateaktivt middel, og "integrerte" latekspartikler.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også en fremgangsmåte for å utføre petroleumsutvinningsoperasjoner ved bruk av et oljebasert fluidsystem omfattende: tilveiebringelse av et invert emulsjons-fluidsystem med et initialt flytepunkt, idet det invert emulsjons-fluidsystem omfatter en kontinuerlig fase omfattende olje og en emulgert vandig fase omfattende dispergerte "integrerte" latekspartikler; og effektive fluidfiltreringstap ("fluid loss") og kontrollegenskaper og effektive reologiske egenskaper opprettholdes under utførelse av petroleumsutvinningsoperasjonene ved bruk av det invert emulsjons-fluidsystem.
Kort beskrivelse av figurene
Figur 1 er en graf som sammenligner partikkelstørrelsesfordelingen av latekspartiklene som finnes i "MAX-SHIELD" (vann og omtrent 50 vekt% latekspartikler omfattende sulfonerte styren/butadien kopolymerer) i (a) 20 vekt% NaCl i vann, eller (b) "CF-2002".
Figur 2 er en graf som sammenligner høytemperatur, høytrykks (HTHP) filtreringstap ("fluid loss") over tid av de to borefluidsystemer i eksempel 3 gjennom en 0,75 mikrometer Darcy skive.
Figur 3 er en graf som sammenligner HTHP filtreringstap over tid av de to borefluidsystemer i eksempel 3 gjennom en 0,4 mikrometers Darcy skive.
Detaljert beskrivelse
Den foreliggende patentsøknad tilveiebringer invert emulsjons-fluidsystemer omfattende en emulgert vandig fase omfattende dispergerte integrerte latekspartikler. Som anvendt heri betyr betegnelsen "integrert" at invert emulsjonsfluidsystemet er formulert før transport til feltet med latekspartiklene som en integrert komponent. De invert emulsjons-fluidsystemer opprettholder effektiv reologi og reduserer tap av sirkulasjonsmateriale under petroleumsutvinningsoperasjoner uten behov for rebalansering på feltet og/eller transport bort fra borestedet for å bli rebalansert. Invert emulsjons-fluidsystemene er spesielt fordelaktige for bruk under boreoperasjoner gjennom høyt permeable formasjoner. I en utførelsesform anvendes invert emulsjons-fluidsystemene under boreoperasjoner gjennom ferdigproduserte sandformasjoner.
Invert emulsjons-fluidsystemene ifølge den foreliggende patentsøknad omfatter en oljebase og en emulgert vandig fase omfattende dispergerte "integrerte" latekspartikler. I en utførelsesform er de dispergerte "integrerte" latekspartikler selv emulgert i den vandige fase. I denne utførelsesform er borefluidsystemene enkelte ganger referert til som multiple emulsjoner, eller "oljei-vann-i-olje" ("o/w/o") fluidsystemer.
Invert emulsjons-fluidsystemene ifølge den foreliggende oppfinnelse frembyr forskjellige problemer enn de vannbaserte borefluidsystemer beskrevet i US Patent 6703 351 (" '351 patentet"). I '351 patentet kommer den vandige kontinuerlige fase omfattende latekspartiklene i direkte kontakt med borehullveggen under boreoperasjoner. Som et resultat akkumulerer latekspartiklene direkte fra den kontinuerlige fase til å plugge eller tette undergrunnsdefekter.
I motsetning, når boreoperasjoner utføres ved bruk av et invert emulsjonsborefluidsystem er det den oljebaserte kontinuerlige fase som direkte kommer i kontakt med borehullveggen. Latekspartiklene er ikke dispergert i den oljebaserte kontinuerlige fase. Latekspartiklene er snarere dispergert i den emulgerte vandige fase. En av fordelene ved invert emulsjonsfluider er at de kan oppnå i det minste noen av fordelene med å ha en vandig fase uten å kreve at den vandige fase skal være i direkte kontakt med borehullveggen. Det var uklart om latekspartiklene dispergert i den emulgerte vandige fase ville være tilgjengelige til å plugge eller tette undergrunnsdefekter.
Ansøkerne har bestemt at "integrerte" latekspartikler dispergert i den emulgerte vandige fase av et invert emulsjons-borefluidsystem reduserer filtreringstap ("fluid loss"). Uten å begrense patentsøknaden til en spesiell virkningsmekanisme er dråpene i den emulgerte vandige fase ("w" i "o/w/o" borefluidet) etter å være eksponert for skjærkrefter antatt å bli deformert og/eller å brytes i stykker og frigi latekspartiklene i kontakt med det omgivende substrat.
Invert emulsjons-fluidsystemene ifølge den foreliggende patentsøknad har en rekke forskjellige anvendelser. I en utførelsesform brukes invert emulsjonsfluidsystemene ved anvendelser hvor reologi og filtreringstapskontrollegenskaper er viktige. I en utførelsesform er invert emulsjons-fluidsystemene borefluidsystemer. Borefluidsystemer inkluderer for eksempel borefluider, fluider for boring i produksjonssoner, kompletteringsfluider, overhalingsfluider, og/eller tapt sirkulasjonsmaterialepiller.
Den kontinuerlige fase av invert emulsjons-fluidsystemet omfatter "olje". "Oljen" kan være hovedsakelig et hvilket som helst organisk materiale som danner en kontinuerlig fase og er ikke-giftig og tilstrekkelig bionedbrytbart ifølge kravene på bruksstedet. I en utførelsesform er olje selektert fra gruppen bestående av olefiner, parafiner, vannuoppløselige polyglykoler, vannuoppløselige estere, dieseldrivstoffer, vannuoppløselige Fischer-Tropsch reaksjonsprodukter, og kombinasjoner derav. Eksempler på egnede olefiner inkluderer men er ikke nødvendigvis begrenset til polyalfaolefiner, lineære alfaolefiner, og indre olefiner, typisk skjelettisomeriserte olefiner. I en utførelsesform omfatter oljen en blanding av olefin og ester. I en utførelsesform omfatter oljen "CF-2002", en olefin/ester blanding som kan fås fra Baker Hughes Drilling Fluids. I en utførelsesform er olefinene beskrevet i US Patent 5605 872 og 5851 958, innlemmet heri som referanse. Egnede parafiner er f.eks. beskrevet i US Patent 5837 655, innlemmet heri som referanse.
Som anvendt heri er betegnelsen "ikke-giftig" definert til å bety at invert emulsjons-fluidsystemet tilfredsstiller de aktuelle EPA krav for utslipp i US farvann. For tiden må et borefluid ha en LC50på 30.000 deler per million (PPM) suspendert partikkelformet fase (SPP) eller høyere for å tilfredsstille EPA standarder. LC50er den konsentrasjon ved hvilken 50 % av eksponerte 4-6 dager gamle Mysidopsis bahia reker drepes. Egnede invert emulsjons-fluidsystemer tilfredsstiller miljøstandarder i operasjonslokaliteten.
Den emulgerte vandige fase ("w" i "o/w/o") omfatter vann eller er vannbasert. Et eksempel på en vannbasert emulgert vandig fase er saltløsning. Egnede saltløsninger kan omfatte hovedsakelig et hvilket som helst salt vanlig anvendt i formulering av slike fluidsystemer, inklusive men ikke nødvendigvis begrenset til kalsiumklorid, natriumklorid, kaliumklorid, magnesiumklorid, kalsiumbromid, natriumbromid, kaliumbromid, kalsiumnitrat, natriumformiat, kaliumformiat, cesiumformiat, og blandinger derav. I en utførelsesform omfatter den vandige indre fase saltløsning med et saltinnhold på omtrent 5 vekt% eller mer. I en utførelsesform omfatter den vandige indre fase saltløsning med et saltinnhold på omtrent 26 vekt% eller mindre. I en utførelsesform omfatter saltløsningen et eller flere monovalente salter. I en utførelsesform omfatter saltløsningen 5 vekt% eller mindre multivalent salt. I en utførelsesform omfatter saltløsningen 0 vekt% multivalent salt.
Lateksen kan være hovedsakelig en hvilken som helst polymerlateks.
Egnede latekser inkluderer for eksempel latekspartikler, flytende lateks, og/eller redispergerbar pulverlateks. I en utførelsesform er lateksen flytende lateks.
Flytende lateks omfatter generelt latekspartikler dispergert i en vandig bærer. I en utførelsesform er bæreren vann. I en utførelsesform omfatter bæreren vann og tilsetningsmateriale. For eksempel kan bæreren omfatte vann, salt, antifrostmidler, alkoholer, glykoler, glyserol, aminer og andre organofunksjonelle forbindelser. Egnede materialer inkluderer for eksempel de som er beskrevet i US Patent 7067 406 "Organofunctional compounds for shale stabilization of the aqueous dispersed phase of non-aqueous based invert emulsion drilling system fluids" og andre tilsetningsstoffer.
Hovedsakelig en hvilken som helst polymerlateks kan anvendes. Egnede polymerlatekser inkluderer for eksempel sulfonert styren/butadien kopolymer, karboksylert styren/butadien kopolymer, polymetylmetakrylat, polyetylen, polyvinylacetatkopolymerer, polyvinylacetat/vinylklorid/etylenkopolymerer, polyvinylacetat/etylenkopolymerer, naturlateks, polydimetylsiloksaner, og kombinasjoner derav. I en utførelsesform omfatter lateksen sulfonerte styren/butadienkopolymerer. I en utførelsesform er polymerlateksen "MAX-SHIELD", et sulfonert styren/butadienkopolymer tilsetningsstoff som kan fås i handelen fra Baker Hughes Drilling Fluids.
I en utførelsesform omfatter invert emulsjons-fluidsystemet ikke tilsatt overflateaktivt middel. I en utførelsesform omfatter invert emulsjons-fluidsystemet tilsatt overflateaktivt middel. Hvor det brukes antas tilsatt overflateaktivt middel å interagere med enheter ved overflaten av latekspartiklene og å assistere i å opprettholde latekspartiklene dispergert eller emulgert i den emulgerte vandige fase. I en utførelsesform belegger en eller flere overflateaktive midler hovedsakelig latekspartikkelen. Egnede overflateaktive midler for bruk i invert emulsjonsfluidsystemet inkluderer for eksempel betainer, alkalimetallalkylenacetater, sultainer, eterkarboksylater, og blandinger derav. Hvor den anvendes er mengden av tilsatt overflateaktivt middel generelt omtrent 5 volum% eller mindre, basert på det totale volum av latekspartiklene. I en utførelsesform er mengden av tilsatt overflateaktivt middel generelt omtrent 0,1 volum% eller mer, basert på det totale volum av latekspartiklene.
I en utførelsesform omfatter invert emulsjons-fluidsystemet et eller flere egnede viskositetsøkende midler. Egnede viskositetsøkende midler inkluderer for eksempel organofile leirer, asfaltmaterialer, lignittmaterialer, og/eller oljeoppløselige polymerer. I en utførelsesform er mengden av viskositetsøkende middel omtrent 1 g/l eller mer, basert på den totale vekt av invert emulsjonsfluidsystemet. I en utførelsesform er mengden av viskositetsøkende middel 50 g/l eller mindre, basert på den totale vekt av emulsjons-fluidsystemet. I en utførelsesform vil nevnte et eller flere viskositetsøkende midler også tilveiebringe filtrasjonskontroll for invert emulsjons-fluidsystemet. Filtreringskontroll tilveiebringes generelt ved å danne en tynn impermeabel men dispergerbar filterkake. Egnede viskositetsøkende midler er ikke-giftige.
En lang rekke forskjellige andre tilsetningsstoffer kan anvendes i invert emulsjons-fluidsystemene. Slike tilsetningsstoffer inkluderer for eksempel skiferstabiliserende midler, filtreringskontrolltilsetningsstoffer, suspensjonsmidler, dispergeringsmidler, fortynningsmidler, antikakemidler, smøremidler, vektmidler, utsivingskontrolltilsetningsstoffer, andre tapt sirkulasjonsmaterialtilsetningsstoffer, boreforbedrende midler, penetrasjonshastighetsøkende midler, korrosjonsinhibitorer, syrer, baser, buffere, rensemidler, gelmidler, tverrbindingsmidler, katalysatorer, oppløselige salter, biocider; et eller flere selvtetnings- og/eller vektmidler, og kombinasjoner derav.
Invert emulsjons-fluidsystemene krever ikke nærvær av et utfellingsmiddel for å redusere tap av sirkulasjonsmateriale. En eventuell komponent er utfellingsmiddel. Egnede utfellingsmidler inkluderer for eksempel silikater, aluminiumkomplekser og blandinger derav. Egnede aluminiumskomplekser inkluderer for eksempel natriumaluminat, NaAl2O2, enkelte ganger skrevet som Na2OAl2O3, aluminiumhydroksid, aluminiumsulfat, aluminiumacetat, aluminiumnitrat, kaliumaluminat, og lignende, og blandinger derav (spesielt ved pH mer enn 9 for at disse forbindelser skal være oppløselige i vann). Mengden av eventuelt utfellingsmiddel kan være fra omtrent 5 til omtrent 50 g/l, basert på den totale vekt av invert emulsjons-fluidsystemet. I en utførelsesform er mengden av eventuelt utfellingsmiddel fra omtrent 10 g/l til omtrent 25 g/l, basert på den totale vekt av invert emulsjons-fluidsystemet. Uten å være begrenset til en spesiell virkningsmekanisme antas det at når det er til stede binder utfellingsmiddelet kjemisk til overflaten av leire som forer borehullet, og tilveiebringer en høyt aktiv polar overflate hvortil lateksen kan bindes.
I en utførelsesform omfatter invert emulsjons-fluidsystemet eventuelt utfellingsmiddel. I en utførelsesform opprettholdes det eventuelle utfellingsmiddel i en metastabil form i den vandige fase av invert emulsjons-fluidsystemet.
Utfellingsmiddelet er i en metastabil form hvis det er i suspensjon eller oppløsning, men utfelles på borehullveggen. I en utførelsesform omfatter utfellingsmiddelet en aluminiumsforbindelse. Typisk tilsettes aluminiumforbindelser til invert emulsjonsfluidsystemet på borestedet. Hvis de tilsettes til invert emulsjons-fluidsystemet tidligere vil aluminiumforbindelser ha tendens til å være ustabile og å utfelles for tidlig.
Invert emulsjons-fluidsystemet fremstilles ved å blande komponentene i en tidsperiode med omrøring. I en utførelsesform fremstilles invert emulsjonsfluidsystemet ved å blande lateks (flytende eller pulverformet) med et vandig fluid. I en utførelsesform er det vandige fluid vann. I en utførelsesform er det vandige fluid saltløsning. I en utførelsesform er mengden av lateks blandet med det vandige fluid omtrent 50 vekt% eller mindre, basert på den totale vekt av den endelige vandige løsning. I en utførelsesform blir det vandige fluid og lateksen blandet med omrøring i en tidsperiode tilstrekkelig til å frembringe en vandig oppløsning omfattende dispergerte latekspartikler. I en utførelsesform blir eventuelt tilsatt overflateaktivt middel og/eller utfellingsmiddel tilsatt til den endelige vandige oppløsning før den endelige vandige oppløsning blandes inn i olje for å frembringe invert emulsjonen. I en utførelsesform kan eventuelle viskositetsøkende midler og/eller filtreringstapkontrollmidler tilsettes til oljefasen før eller etter innblanding av den endelige vandige oppløsning i oljefasen.
Kombinasjonen av oljefasen og den endelige vandige oppløsning blandes under betingelser effektive til å frembringe en invert emulsjon. Generelt blir komponentene blandet sammen i en hvilken som helst rekkefølge under omrøringsbetingelser.
For å være effektiv har invert emulsjons-fluidsystemet effektiv reologi. Invert emulsjons-fluidsystemet har tilstrekkelig struktur til å oppslemme selvtetningsmidler men akseptabel ekvivalentsirkulerende densitet.
Initial og endelig reologi kan bedømmes i laboratoriet ved å måle initiale og endelige Bingham Plastic reologiske egenskaper. Initiale Bingham Plastic egenskaper måles etter at et fluid er blandet eller fremstilt. Endelige Bingham Plastic reologiske egenskaper måles generelt etter varmrulling ved forhøyet temperatur i en tidsperiode. I en utførelsesform måles Bingham Plastic reologiske egenskaper etter varmrulling ved 121 ºC i 16 timer. De reologiske egenskaper som typisk bedømmes inkluderer: plastisk viskositet, 10 sekunders gelstyrke; 10 minutters gelstyrke.
Noen variabilitet mellom de initiale og endelige Bingham Plastic reologiske egenskaper er akseptabel. Det er imidlertid ønskelig at de endelige Bingham Plastic reologiske egenskaper av invert emulsjons-fluidsystemet ("testprøven") omfattende de "integrerte" latekspartikler dispergert i den emulgerte vandige fase forblir så nær de opprinnelige Bingham Plastic reologiske egenskaper som mulig.
I en utførelsesform er det endelige flytepunkt av testprøven innenfor 20 % av det initiale flytepunkt av testprøven. I en utførelsesform er det endelige flytepunkt for testprøven innenfor 15 % av det initiale flytepunkt av testprøven. I en utførelsesform er det endelige flytepunkt av testprøven innenfor 12 % av det initiale flytepunkt av testprøven. I en utførelsesform er det endelige flytepunkt av testprøven innenfor 10 % av det initiale flytepunkt av testprøven. I en utførelsesform er det endelige flytepunkt av testprøven innenfor 5 % av det initiale flytepunkt av testprøven. I en utførelsesform er det endelige flytepunkt av testprøven hovedsakelig det samme som det initiale flytepunkt av testprøven.
I en utførelsesform er den endelige 10 sekunders gelstyrke av testprøven innenfor 20 % av den initiale gelstyrke av testprøven. I en utførelsesform er den endelige 10 sekunders gelstyrke av testprøven innenfor 17 % av den initiale gelstyrke av testprøven. I en utførelsesform er den endelige 10 sekunders gelstyrke av testprøven innenfor 10 % av den initiale gelstyrke av testprøven. I en utførelsesform er den endelige 10 sekunders gelstyrke av testprøven innenfor 5 % av den initiale gelstyrke av testprøven. I en utførelsesform er den endelige 10 sekunders gelstyrke av testprøven innenfor 2 % av den initiale gelstyrke av testprøven. I en utførelsesform er den endelige 10 sekunders gelstyrke av testprøven hovedsakelig den samme som den initiale gelstyrke av testprøven.
I en utførelsesform er den endelige 10 minutters gelstyrke av testprøven innenfor 20 % av den initiale 10 minutters gelstyrke av testprøven. I en utførelsesform er den endelige 10 minutters gelstyrke av testprøven innenfor 15 % av den initiale 10 minutters gelstyrke av testprøven. I en utførelsesform er den endelige 10 minutters gelstyrke av testprøven innenfor 10 % av den initiale 10 minutters gelstyrke av testprøven. I en utførelsesform er den endelige 10 minutters gelstyrke av testprøven innenfor 5 % av den initiale 10 minutters gelstyrke av testprøven. I en utførelsesform er den endelige 10 minutters gelstyrke av testprøven innenfor 2 % av den initiale 10 minutters gelstyrke av testprøven. I en utførelsesform er den endelige 10 minutters gelstyrke av testprøven den samme som den initiale 10 minutters gelstyrke av testprøven.
Den absolutte verdi av ønskelige Bingham Plastic reologiske egenskaper kan variere. I en utførelsesform er det endelige flytepunkt av testprøven 8,8 N/m<2>eller mindre. I en utførelsesform er den endelige 10 minutters gelstyrke av testprøven 3,9 N/m eller mindre. I en utførelsesform er den endelige 10 minutters gelstyrke av testprøven 7,3 N/m eller mindre (målt ved bruk av et FANN 35A viskosimeter).
Invert emulsjons-fluidsystemet omfattende "integrerte" latekspartikler dispergert i den emulgerte vandige fase reduserer også høytemperatur, høytrykks ("HTHP") filtreringstap sammenlignet med den samme saltløsning i-olje emulsjon uten de dispergerte "integrerte" latekspartikler. Som anvendt heri måles HTHP filtreringstapet etter varmrulling av invert emulsjons-fluidsystemet ved 121 ºC i 16 timer. En hvilken som helst forbedring i HTHP filtreringstap omfattes av den foreliggende patentsøknad.
I en utførelsesform er HTHP filtreringstapet den mengde fluid som passerer gjennom en 0,75 mikrometers Darcy skive etter 30 minutter ved en trykkforskjell på 35,15 kg/cm<2>og en temperatur på 121 ºC. I denne utførelsesform viser testprøven et HTHP filtreringstap ved 100 minutter eller mer som er 10 % eller mer mindre enn det HTHP filtreringstap som vises av en kontroll omfattende det samme fluidsystem i fravær av de dispergerte "integrerte" latekspartikler under de samme betingelser. I en utførelsesform fremviser testprøven et HTHP filtreringstap ved 100 minutter eller mer som er 15 % eller mer mindre enn det som fremvises av kontrollen. I en utførelsesform fremviser testprøven et HTHP filtreringstap ved 100 minutter eller mer som er 20 % eller mer mindre enn det som fremvises av en kontroll. I en utførelsesform fremviser testprøven et HTHP filtreringstap ved 100 minutter eller som er 25 % eller mer mindre enn det som fremvises av en kontroll.
I en utførelsesform reduserer testprøven HTHP filtreringstapet gjennom en 0,4 mikrometers Darcy skive etter 100 minutter ved en trykkforskjell på 35,15 kg/cm<2>og en temperatur på 21 ºC. I denne utførelsesform fremviser testprøven et HTHP filtreringstap ved 100 minutter eller mer som er 15 % eller mer mindre enn HTHP filtreringstapet som fremvises av en kontroll omfattende det samme fluidsystem i fravær av de dispergerte "integrerte" latekspartikler under de samme betingelser. I en utførelsesform fremviser testprøven et HTHP filtreringstap ved 100 minutter eller som er 20 % eller mer mindre enn det som fremvises av kontrollen. I en utførelsesform fremviser testprøven et HTHP filtreringstap ved 100 minutter eller mer som er 25 % eller mer mindre enn det som fremvises av en kontroll. I en utførelsesform eliminerer nærværet av den "integrerte" lateks HTHP filtreringstapet gjennom en Darcy skive ved 100 minutter eller mer.
Patentsøknaden vil bli bedre forstått med henvisning til de følgende eksempler som bare er illustrerende og ikke skal oppfattes som begrensende for patentkravene. I de følgende eksempler måles emulsjonsstabilitet typisk ved å måle den elektriske stabilitet av fluidet. Elektrisk stabilitet bestemmes typisk ved å pålegge et spenningsøkende, sinusformet elektrisk signal over et par parallelle flatplateelektroder neddykket i fluidet. Den resulterende strømstyrke forblir lav inntil en terskelverdi er nådd. Strømstyrken stiger da meget hurtig.
Terskelspenningen er den elektriske stabilitetsverdi av fluidet og er definert som spenningen i toppvolt målt når strømstyrken når 61 µA.
Eksempel 1
Figur 1 er en graf som omfatter partikkelstørrelsesfordelingen av "MAX-SHIELD" (omtrent 50 vekt% sulfonerte styren/butadien partikler dispergert i vann) i (a) 20 vekt% NaCl i vann, eller (b) "CF-2002". Partikkelstørrelsen ble målt ved hjelp av en Malvern Mastersizer Particle Size Analyzer. Den gjennomsnittlige diameter av latekspartiklene i "CF-2002" var omtrent 1 til 2 mikrometer. I motsetning var den gjennomsnittlige diameter av latekspartiklene i NaCl oppløsningen omtrent 0,1 til 0,2 mikrometer. Det foregående tilsier at vanndråpene i "CF-2002" inneholdt omtrent 500 latekspartikler.
Eksempel 2
De følgende fluider ble fremstilt og de reologiske egenskaper ble målt. Alle fluider ble blandet og målinger utført ifølge Recommended Practice Standard Procedure for Field Testing Oil-Based Drilling Fluids, API Recommended Practice 13B-2, 3.utgave februar 1998, og/eller etablerte Baker Hughes Drilling Fluid prosedyrer. Bestanddelene ble blandet i rekkefølgen vist i tabellen ved bruk av en Prince Castle mikser ved 11.000 rpm i 30 minutter.
Initiale Bingham Plastic reologiske egenskaper av plastisk viskositet, flytepunkt, 10 sekunders gel, og 10 minutters gel ble målt ved bruk av et FANN 35A viskosimeter ved 49 ºC. Elektrisk stabilitet ble også målt. Komponentene og resultatene er gitt i den følgende tabell:
Det faktisk anvendte fluid var "SYN-TEQ", et syntetisk basert borefluid omfattende olefinisomerer og som kan fås fra Baker Hughes Drilling Fluids. I eksempelet omfattet "SYN-TEQ": "CF-2002", en ikke-giftig, bionedbrytbar olefinog esterblanding; "CARBO-GEL", en organofil aminbehandlet hektorittleire; og "OMNI-MUL", et polyamid anvendt som et ikke-ionisk emulgeringsmiddel og fuktemiddel i syntetisk- og oljebaserte borefluider. "MAX-SHIELD" er et latekstilsetningsstoff omfattende vann og omtrent 50 vekt% latekspartikler omfattende sulfonert styren/butadien kopolymerer.
Basert på de foregående resultater hadde den ikke-vektøkte lateks-isaltløsning-i-olje emulsjon akseptable reologiske egenskaper og en elektrisk stabilitetsverdi som var over tre ganger den elektriske stabilitetsverdi av den ikkevektøkte saltløsning-i-olje.
Eksempel 3
Fluider med sammensetningen vist i den følgende tabell ble fremstilt og målinger foretatt ved bruk av prosedyrene i eksempel 1. I tillegg ble HTHP filtreringstap ved 121 ºC gjennom 0,4 mikrometers og 0,75 mikrometers Darcy skiver målt før og etter aldring. Darcy skivene var i samsvar med ASTM E11 krav. Filtreringstapet over tid er vist i figurene 2 og 3. Resultater er gitt i den følgende tabell:
"REV-DUST" er et simulert boreprodukt som kan oppnås fra Mil-White Company, Houston, Texas. De følgende kan fås i handelen fra Baker Hughes Drilling Fluids: "MIL-BAR", et barytt tilsetningsstoff; og "CARBO-TROL", en høytemperatur mykningspunkt gilsonitt.
Lateksen-i-saltløsning-i-olje borefluid fremviste mindre filtreringstap (12,0 ml) enn saltløsning-i-olje borefluid (16,0). Figur 2 og figur 3 er grafer som sammenligner HTHP filtreringstap av to aldrede fluidsystemer over tid gjennom en 0,75 mikrometers og 0,4 mikrometers Darcy skive. Mindre filtreringstap ble sett i lateks-i-saltløsning-i-olje fluidsystemet endog selv om den elektriske stabilitet av lateks-i-saltløsning-i-olje fluidsystemet var vesentlig mindre enn den elektriske stabilitet av saltløsnings-i-olje fluidsystemet.
Et lateks-i-saltløsning-i-olje (o/w/o) fluidsystem tilveiebrakte klare fordeler sammenlignet med et saltløsning-i-olje fluidsystem. Fordelene ville bli mest tydelige ved boring av ukonsoliderte eller høyt permeable formasjoner inklusive for eksempel ferdigproduserte sandformasjoner.
Sammenligningseksempel 4
De reologiske egenskaper av formuleringer 25 og 26 i tabell 3 i US Patent Application 2004/0132625 ble sammenlignet med 1,68 g/cm<3>lateks-i-saltløsning-iolje fluidet i eksempel 4. Resultatene er gitt i den følgende tabell:
, g , , ,
Flytepunktet for den aldrede forsøksprøve ble opprettholdt innenfor 11 % av den ikke-aldrede eksperimentelle prøve. I motsetning var flytepunktet av de aldrede formuleringer 25 og 2662 % henholdsvis 69 % større enn den ikkealdrede formulering 25 og 26.
10" gelpunkt for den aldrede forsøksprøve ble opprettholdt innenfor 17 % av 10" gelpunkt av den ikke-aldrede forsøksprøve. I motsetning var 10" gelpunktet for de aldrede formuleringer 25 og 26 henholdsvis 83 % og 30 % større enn 10" gelpunkt av ikke-aldrede formuleringer 25 og 26.
10" gelpunkt av den aldrede forsøksprøve var den samme som 10' gelpunktet av den ikke-aldrede forsøksprøve. I motsetning var 10' gelpunktet for de aldrede formuleringer 25 og 2685+% og 41+% større enn 10' gelpunktet for de ikke-aldrede formuleringer 25 henholdsvis 26.
Personer med vanlig fagkyndighet vil innse at mange modifikasjoner kan foretas til de utførelsesformer som er beskrevet heri. Utførelsesformene beskrevet heri er ment bare å være illustrerende og skal ikke oppfattes som begrensende for oppfinnelsen som skal defineres i de etterfølgende patentkrav.
Claims (19)
1. Invert emulsjons-fluidsystem
k a r a k t e r i s e r t v e d at
det omfatter:
en kontinuerlig fase omfattende olje og viskositetsøkende middel; og en emulgert vandig fase omfattende dispergerte integrerte latekspartikler.
2. Invert emulsjons-fluidsystem ifølge krav 1, som fremviser et endelig flytepunkt etter varmrulling i 16 timer ved 121 ºC på 8,8 N/m eller mindre.
3. Invert emulsjons-fluidsystem ifølge krav 2, hvori:
den endelige 10 sekunders gelstyrke er 3,9 N/m eller mindre; og
den endelige 10 minutters gelstyrke er 7,3 N/m eller mindre.
4. Invert emulsjons-fluidsystem ifølge krav 3, hvori det viskositetsøkende middel omfatter organofil leire.
5. Invert emulsjons-fluidsystem ifølge krav 4, hvori den emulgerte vandige fase omfatter saltløsning omfattende ett eller flere monovalente salter og 5 vekt% eller mindre multivalent salt.
6. Invert emulsjons-fluidsystem ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, hvori polymerlateksen er sulfonert styren/butadien kopolymer, karboksylert styren/butadien kopolymer, polymetylmetakrylat, polyetylen, polyvinylacetatkopolymer, polyvinylacetat/vinylklorid/etylenkopolymer, polyvinylacetat/etylenkopolymer, naturlateks, polydimetylsiloksan, eller kombinasjoner derav.
7. Invert emulsjons-fluidsystem ifølge krav 6, hvori latekspartiklene omfatter sulfonerte styren/butadien kopolymerer.
8. Invert emulsjons-fluidsystem ifølge hvilke som helst av kravene 1 til 7, hvori de dispergerte integrerte latekspartiklene er emulgert i den emulgerte vandige fasen.
9. Invert emulsjons-fluidsystem ifølge hvilke som helst av kravene 1 til 7, som ytterligere omfatter polyamidoverflateaktivt middel.
10. Invert emulsjons-fluidsystem ifølge krav 8, som ytterligere omfatter polyamidoverflateaktivt middel.
11. Invert emulsjons-fluidsystem ifølge krav 9, hvori oljen omfatter en blanding omfattende ett eller flere olefiner og én eller flere estere.
12. Invert emulsjons-fluidsystem ifølge krav 10, hvori oljen omfatter en blanding omfattende ett eller flere olefiner og én eller flere estere.
13. Fremgangsmåte for å utføre petroleumsutvinningsoperasjoner ved bruk av et oljebasert fluidsystem,
k a r a k t e r i s e r t v e d:
tilveiebringelse av et invert emulsjons-fluidsystem med et initialt flytepunkt, idet invert emulsjons-fluidsystemet omfatter en kontinuerlig fase omfattende olje og en emulgert vandig fase omfattende dispergerte integrerte latekspartikler; og effektive filtreringstapskontrollegenskaper og effektive reologiske egenskaper opprettholdes under utførelse av petroleumsutvinningsoperasjonene ved bruk av invert emulsjons-fluidsystemet.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, hvori de effektive filtreringstapskontrollegenskaper og effektive reologiske egenskaper gjenspeiles i laboratoriet når invert emulsjons-fluidsystemet aldres ved varmrulling ved en temperatur på 121 ºC eller mer i 16 timer for å produsere et aldret invert emulsjons-fluidsystem; og
det aldrede invert emulsjons-fluidsystemet fremviser en endelig reologi omfattende:
et endelig flytepunkt som er innenfor 20 % av det initiale flytepunkt; en endelig 10 sekunders gelstyrke som er innenfor 20 % av den initiale 10 sekunders gelstyrke; og
en endelig 10 minutters gelstyrke som er innenfor 20 % av den initiale 10 minutters gelstyrke; og
det aldrede invert emulsjons-fluidsystemet fremviser et første HTHP filtreringstap gjennom en 0,75 mikrometers Darcy skive og gjennom en 0,4 mikrometers Darcy skive etter 100 minutter ved en trykkforskjell på 35,15 kg/cm<2>og en temperatur på 121 ºC som er 15 % eller mer mindre enn HTHP filtreringstapet som fremvises av en kontroll omfattende det samme fluidsystem i fravær av de dispergerte integrerte latekspartiklene under de samme betingelsene.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvori:
det endelige flytepunkt er innenfor 12 % av det initiale flytepunkt;
den endelige 10 sekunders gelstyrke er innenfor 17 % av den initiale 10 sekunders gelstyrke;
den endelige 10 minutters gelstyrke er innenfor 10 % av den endelige 10 minutters gelstyrke; og
det første HTHP filtreringstap er 20 % eller mer mindre enn HTHP filtreringstapet som fremvises av en kontroll omfattende samme fluidsystem i fravær av de dispergerte integrerte latekspartiklene under de samme betingelsene.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvori:
det endelige flytepunkt er innenfor 10 % av det initiale flytepunkt, den endelige 10 sekunders gelstyrke er innenfor 17 % av den initiale 10 sekunders gelstyrke;
den endelige 10 minutters gelstyrke er innenfor 10 % av den initiale 10 minutters gelstyrke; og
det første HTHP filtreringstapet er 20 % eller mer mindre enn det HTHP filtreringstapet som fremvises av en kontroll omfattende det samme system i fravær av de dispergerte integrerte latekspartiklene under de samme betingelsene.
17. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 13 til 16, hvori det første HTHP filtreringstap er 25 % eller mer mindre enn det HTHP filtreringstapet som fremvises av en kontroll omfattende det samme fluidsystem i fravær av de dispergerte integrerte latekspartiklene under de samme betingelsene.
18. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 13 til 16, hvori den endelige 10 minutters gelstyrke er innenfor 5 % av den initiale 10 minutters gelstyrke.
19. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 13 til 16, hvori den endelige 10 minutters gelstyrke er innenfor 2 % av den initiale 10 minutters gelstyrke.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/901,495 US7749945B2 (en) | 2000-06-13 | 2007-09-18 | Invert emulsion drilling fluid systems comprising an emulsified aqueous phase comprising dispersed integral latex particles |
PCT/US2008/071313 WO2009038874A1 (en) | 2007-09-18 | 2008-07-28 | Invert emulsion fluid systems comprising an emulsified aqueous phase comprising dispersed integral latex particles |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20100177L NO20100177L (no) | 2010-06-10 |
NO344653B1 true NO344653B1 (no) | 2020-02-24 |
Family
ID=39170462
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20100177A NO344653B1 (no) | 2007-09-18 | 2010-02-04 | Invert emulsjons-fluidsystem og fremgangsmåte for å utføre petroleumsutvinningsoperasjoner ved bruk av et oljebasert fluidsystem |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7749945B2 (no) |
CN (1) | CN101790571B (no) |
AU (1) | AU2008302631B2 (no) |
BR (1) | BRPI0817222A2 (no) |
GB (1) | GB2465512B (no) |
MX (1) | MX2010001658A (no) |
NO (1) | NO344653B1 (no) |
WO (1) | WO2009038874A1 (no) |
Families Citing this family (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8342241B2 (en) * | 2009-12-18 | 2013-01-01 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of nanodispersions below ground |
US8499833B2 (en) | 2010-08-23 | 2013-08-06 | Saudi Arabian Oil Company | Zero-leakoff emulsified acid |
BR112014005903B1 (pt) * | 2011-09-13 | 2021-03-02 | Lubrizol Advanced Mat Inc | composição de fluido de limite de escoamento, fluido de perfuração, fluido de fratura hidráulica, e, uso de uma composição de fluido de limite de escoamento |
CN103111208B (zh) * | 2013-02-20 | 2015-10-07 | 广州奥翼电子科技有限公司 | 一种固体悬浮液单分布乳液及其乳化方法 |
US9951593B2 (en) | 2014-04-22 | 2018-04-24 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Use of organoclay as emulsifier in polymeric gels for water permeability reduction |
US10351756B2 (en) | 2014-04-22 | 2019-07-16 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Water shut-off method for porous formations |
CN105586021B (zh) * | 2014-10-22 | 2019-03-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种高性能油包水基钻井液及其制备方法 |
MX2017013858A (es) * | 2015-04-30 | 2018-11-29 | Mi Llc | Polímeros autorreticulantes y plaquetas para el fortalecimiento de pozos. |
WO2016176641A1 (en) * | 2015-04-30 | 2016-11-03 | M-I L.L.C. | Self-crosslinking polymers for wellbore strengthening |
GB2558488B (en) * | 2015-10-08 | 2022-02-02 | M I Drilling Fluids Uk Ltd | Self sealing fluids |
US11028308B2 (en) * | 2016-11-22 | 2021-06-08 | Schlumberger Technology Corporation | Invert emulsifiers from DCPD copolymers and their derivatives for drilling applications |
US20200255624A1 (en) * | 2016-12-16 | 2020-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Latex stabilizer for synthetic latex and methods of use |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4671883A (en) * | 1983-01-14 | 1987-06-09 | Sandoz Ltd. | Fluid loss control additives for oil-based well-working fluids |
US5990050A (en) * | 1998-01-08 | 1999-11-23 | M-I L.L.C. | Water soluble invert emulsions |
US6204224B1 (en) * | 1998-10-13 | 2001-03-20 | Baker Hughes Incorporated | Polyalkyl methacrylate copolymers for rheological modification and filtration control for ester and synthetic based drilling fluids |
US6308788B1 (en) * | 1998-01-08 | 2001-10-30 | M-I Llc | Conductive medium for openhole logging and logging while drilling |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4436636A (en) * | 1981-12-21 | 1984-03-13 | Nl Industries, Inc. | Invert emulsion well servicing fluids |
GB8412423D0 (en) * | 1984-05-16 | 1984-06-20 | Allied Colloids Ltd | Polymeric compositions |
US5605879A (en) * | 1995-04-17 | 1997-02-25 | Baker Hughes Incorporated | Olefin isomers as lubricants, rate of penetration enhancers, and spotting fluid additives for water-based drilling fluids |
JPH1028858A (ja) * | 1996-07-15 | 1998-02-03 | Shiseido Co Ltd | シリコーン系油分含有複合エマルジョン及びその製造方法 |
US5837655A (en) * | 1996-05-01 | 1998-11-17 | Halliday; William S. | Purified paraffins as lubricants, rate of penetration enhancers, and spotting fluid additives for water-based drilling fluids |
US6184287B1 (en) * | 1999-01-26 | 2001-02-06 | Omnova Solutions Inc. | Polymeric latexes prepared in the presence of 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonate |
US6367723B1 (en) * | 2000-02-07 | 2002-04-09 | The Fitzpatrick Company | Size reduction machine having an adjustable impeller and screen holder |
US7334650B2 (en) | 2000-04-13 | 2008-02-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for drilling a wellbore using casing |
US7271131B2 (en) * | 2001-02-16 | 2007-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Fluid loss control and sealing agent for drilling depleted sand formations |
US20060270562A1 (en) * | 2003-08-04 | 2006-11-30 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluids with redispersible polymer powders |
US6703351B2 (en) * | 2000-06-13 | 2004-03-09 | Baker Hughes Incorporated | Water-based drilling fluids using latex additives |
US6806232B1 (en) * | 2001-05-31 | 2004-10-19 | Steve Cart | Composition of drilling fluids comprising ground elastomeric crumb rubber material and a method of decreasing seepage and whole mud loss using such composition |
US6508306B1 (en) * | 2001-11-15 | 2003-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for solving lost circulation problems |
US7338924B2 (en) * | 2002-05-02 | 2008-03-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Oil-in-water-in-oil emulsion |
US7067460B2 (en) * | 2002-11-14 | 2006-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Organofunctional compounds for shale stabilization of the aqueous dispersed phase of non-aqueous based invert emulsion drilling system fluids |
US7749943B2 (en) * | 2004-12-01 | 2010-07-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and drilling fluid systems and lost circulation pills adapted to maintain the particle size distribution of component latex particles before and after freezing of the latex particles in the presence of water |
-
2007
- 2007-09-18 US US11/901,495 patent/US7749945B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-07-28 MX MX2010001658A patent/MX2010001658A/es active IP Right Grant
- 2008-07-28 GB GB1003146.6A patent/GB2465512B/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-07-28 CN CN200880104813.8A patent/CN101790571B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-07-28 BR BRPI0817222-6A2A patent/BRPI0817222A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-07-28 WO PCT/US2008/071313 patent/WO2009038874A1/en active Application Filing
- 2008-07-28 AU AU2008302631A patent/AU2008302631B2/en not_active Ceased
-
2010
- 2010-02-04 NO NO20100177A patent/NO344653B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4671883A (en) * | 1983-01-14 | 1987-06-09 | Sandoz Ltd. | Fluid loss control additives for oil-based well-working fluids |
US5990050A (en) * | 1998-01-08 | 1999-11-23 | M-I L.L.C. | Water soluble invert emulsions |
US6308788B1 (en) * | 1998-01-08 | 2001-10-30 | M-I Llc | Conductive medium for openhole logging and logging while drilling |
US6204224B1 (en) * | 1998-10-13 | 2001-03-20 | Baker Hughes Incorporated | Polyalkyl methacrylate copolymers for rheological modification and filtration control for ester and synthetic based drilling fluids |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN101790571A (zh) | 2010-07-28 |
WO2009038874A1 (en) | 2009-03-26 |
US7749945B2 (en) | 2010-07-06 |
CN101790571B (zh) | 2014-07-02 |
AU2008302631A1 (en) | 2009-03-26 |
BRPI0817222A2 (pt) | 2015-03-10 |
AU2008302631B2 (en) | 2014-08-28 |
MX2010001658A (es) | 2010-03-10 |
GB2465512A (en) | 2010-05-26 |
US20080064612A1 (en) | 2008-03-13 |
NO20100177L (no) | 2010-06-10 |
GB201003146D0 (en) | 2010-04-14 |
GB2465512B (en) | 2012-12-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO344653B1 (no) | Invert emulsjons-fluidsystem og fremgangsmåte for å utføre petroleumsutvinningsoperasjoner ved bruk av et oljebasert fluidsystem | |
US9840652B2 (en) | Water-based drilling fluid with cyclodextrin shale stabilizer | |
AU2013216930B2 (en) | Compositions and methods for treatment of well bore tar | |
AU2004273027B8 (en) | Fluid loss control and sealing agent for drilling depleted sand formations | |
NO329016B1 (no) | Kopolymerer av metakrylat for reologisk omforming og filtreringskontroll for ester- og syntetisk baserte borefluider, samt fremgangsmate for anbringelse av et fluidsystem i en bronn, boring av en bronn og behandling av en bronn | |
NO344594B1 (no) | Fremgangsmåte for å hindre fryseskade av latekspartikler i et borefluidsystem, samt sirkulasjonspille omfattende latekspartikler | |
CA2598123C (en) | Additive for reducing torque on a drill string | |
AU2014263165B2 (en) | Additives for oil-based drilling fluids | |
US20160130495A1 (en) | Spacer fluid having sized particulates and methods of using the same | |
NO329578B1 (no) | Invert emulsjon-bronnborings- og vedlikeholdsfluid, og fremgangsmate for a forsterke den termiske stabilitet derav | |
US10301525B2 (en) | Invert emulsion drilling fluids | |
WO1993009201A1 (en) | Thermally stable oil-base drilling fluid | |
AU2017210060B2 (en) | Spacer fluid having sized particulates and methods of using the same | |
US12006468B2 (en) | Modified vegetable oil as fluid loss control additive | |
NO157660B (no) | Vandig behandlingsvÿske for anvendelse ved komplettering og boring av borehull, og anvendelse av vÿsken ved innspr ting av en sementoppslemming i borehull. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES, US |
|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |