NO794061L - Hoeydensitets vaeskepreparater. - Google Patents

Hoeydensitets vaeskepreparater.

Info

Publication number
NO794061L
NO794061L NO794061A NO794061A NO794061L NO 794061 L NO794061 L NO 794061L NO 794061 A NO794061 A NO 794061A NO 794061 A NO794061 A NO 794061A NO 794061 L NO794061 L NO 794061L
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
bromide
calcium
solution
density
approx
Prior art date
Application number
NO794061A
Other languages
English (en)
Inventor
David C Sanders
Original Assignee
Great Lakes Chemical Corp
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 Great Lakes Chemical Corp filed Critical Great Lakes Chemical Corp
Publication of NO794061L publication Critical patent/NO794061L/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/925Completion or workover fluid
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/926Packer fluid

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)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)

Abstract

Høydensitets væskepreparater.

Description

Foreliggende oppfinnelse angår væsker for fullføring av brønner og mere spesielt en ny høydensitets væske som kan anvendes uten for stor korrosjon eller ubeleilig krystallisasjon.
Borevæsker har konvensjonelt vært anvendt for å opprett-holde kontroll under perforering, fullføring og restaureringsoperasjoner i olje- og gassbrønner. Borevæsker som hittil.har vært anvendt for slike formål innbefatter slam, saltvann, vann eller olje. Anvendelsen av disse væsker under boreoperasjoner har i og for seg vært generelt tilfredsstillende og har virkelig øket boringseffektiviteten. De samme materialer har imidlertid vært anvendt under fullførings- og restaureringsoperasjoner med uønskede følger.
Eksempelvis har anvendelsen av boreslammer under brønn-gjennomtrengninger ofte ført til øking av gjennomtrengningene. Faste stoffer som har vært tilstede i slike borevæsker har be-virket plugging og har gjort fullføringsprosessen unødig kompleks, dyr og upålitelig. Likeledes har anvendelsen av boreslammer og andre borevæsker som .akningsvæsker ført til uønsket bunnfeining av faste stoffer. Dessuten kan boremedia være noe korroderende under langtids, statiske arbeidsbetingelser hvilket ytterligere gjør dem uegnet for andre anvendelser enn midlertidige borehjelpe-midler.
I et forsøk på å overvinne ovennevnte problemer er en linje som har vært foreslått, anvendelsen av høydensitets-saltoppløs-ninger. En slik løsning er angitt i US. patent 3,126,590. Dette patent beskriver vannoppløsninger av sinkklorid og calciumklorid og angir at de har anvendelse som fullføringsvæsker for brønner ved densiteter varierende mellom ca. 1,32 1,68 kg/l. Mens patentet angir at teoretisk kan sinkklorid/calciumklorid^oppløsninger med densiteter så høye som ca. 2,04 kg/l fremstilles, anfører patent- innehaverne at de "har funnet at oppløsninger inneholdende tilstrekkelig ZnCl^til å oppnå densiteter over ca. 1,68 kg/l be-virker betraktelig større korrosjon på jernholdige metaller i brønnen." (Spalte 5, linje 29 - 32).
Selv med tilsatte korrosjonsinhibitorer har imidlertid
disse sinkklorid/calciumklorid-oppløsninger en begrenset anvendbarhet. Ikke bare har alvorlige korrosjonsproblemer nede i hullet oppstått ved deres anvendelse, men betraktelig korrosjon på utstyr oppe på jorden har også forekommet og likeledes skade på personell. Dessuten har den praktiske begrensning på 1,68
kg/l som ved den øvre arbeidsgrense for sinkklorid/calciumklorid-oppløsninger gjort dem uegnet for anvendelser ved dypboring ved høyere densiteter kreves for å utøve tilstrekkelig hydrostatisk, trykk til å kontrollere brønnen.
Senere har det vært foreslått at blandinger av calciumbromid og calciumklorid i vann gir faststoffrie laker med densiteter så høye som 1,81 kg/l (Wendorff, "New Solids Free High Density Brines Solve Many Workover and Completion Problems", Society of Petroleum Engineers Paper No. SPE 4788 (1974)'. Skjønt anvendelsen av slike calciumbromid/calciumkloridoppløsninger har vært en forbedring over sinkklorid/calciumklorid-oppløsningene ifølge US. patent 3.126.950, ved densiteter som nærmer seg 1,81 kg/ 1,'
er krystallisasjonspunktene for calciumbromid/calciumklorid-opp-løsningene så høye at de begrenser deres utnyttelse til anvendelser hvor lave temperaturer ikke ventes. Dessuten kan' calciumbromid/ calciumklorid-blandinger ikke anvendes sikkert eller lett ved densiteter over 1,81 kg/l (f.eks. ved densiteter så høye som 2,16 kg/l) som kreves for brønner under høyere trykk.
Som følge har industrien, til tross for kravet an klare opp-løsninger som hjelpemidler ved fullføring og restaurering av brønner, fortsatt å anvende andre løsninger. Således har emul-sjoner og suspensjoner av materialer som jerncarbonat vært anvendt. En populær væske er suspensjon av jerncarbonat i en høy-viskøs væske. Et slikt system angis å være syreoppløselig slik at, etter anvendelse, fører surgjøring av systemet til oppløsning av gjenværende suspenderte jerncarbonatpartikler. Denne løsning har imidlertid ikke vært tilfredsstillende fordi inntil ca. 8% av jerncarbonatet er uoppløselig i syre, og vanskeligheter har også oppstått ved å oppnå syreinntrengning i de vanskelig til-gjengelige områder hvori jerncarbonatpartiklene oppsamles.
Kort sagt har man i faget lenge søkt en klar, høydensitets (d.v.s. opptil ca. 2,16 kg/l) korrosjonsregulert væske som er egnet for anvendelse som et brønnf ullf ørings-^, pakker- og perforeringsmedium, og det primære mål ved foreliggende oppfinnelse er å fremskaffe en slik væske.
Et annet mål er å fremskaffe en rekke oppløsninger som oppviser krystallisasjonspunkter som kan tilpasses til over-veiende værbetingelser på en økonomisk fordelaktig basis.
Nok et mål er å fremskaffe en væske av den beskrevne type som har en lav, regulert, korrosjonshastighet.
Nok et mål er å fremskaffe en væske av den beskrevne type som ikke bare er ikke-korroderende når brukt i anvendelser nede i hullet, men som også er fri for korrosjonsproblemer oppe på jorden og som trygt kan anvendes av personellet.
Nok et mål er å fremskaffe en væske av den ovenfor beskrevne type som er anvendbar på langtidsbasis i olje- og gassbrønner.
De foregående og andre mål, fordeler og trekk ved oppfinnelsen kan oppnåes med klare, høydensitets væsker avpasset for anvendelse ved fullførings-', pakker- og perforeringsmedia for brønner, som omfatter oppløsninger av s.inkbromid og calciumbromid i vann med densiteter som ligger i området fra ca. 1,74 opp til ca. 2,16 kg/l, og hvis målte pH-verdier ligger i området fra ca. 3,5 og opp til 6,0. Slike oppløsninger kan også inneholde calciumklorid,°9oppløsningen inneholder med fordel også en. oppløselig f ilmdannende korrosjonshinneinhibitor på aminbasis.
Som nevnt har fagfolk lenge, men uten hell søkt etter høy-densitets klare væsker som er egnet for anvendelse som fullførings-, pakker- og perforeringsvæsker i olje- og gassbrønner. Mere spesielt har man i faget søkt etter en klar, ikke-korroderende væske med en densitet som ligger i området fra 1,74 kg/l opp til ca. 2,16 kg/l som med sikkerhet kan anvendes til slike formål.
I henhold til foreliggende oppfinnelse har det vist seg
at disse mål kan oppnåes med klare oppløsninger av sinkbromid og calciumbromid i vann med densiteter som ligger i området fra ca. 1,74 opp til ca. 2,16 kg/l, fortrinnsvis ca. 1,81 kg/l og opp til ca. 2,04 kg/l, og med målt pH i området fra ca. 3,5 opp til ca. 6,0, fortrinnsvis ca. 4,0 opp til ca. 6,0.
Så lenge som den viktige densitet og pH-begrensningene opprettholdes, er de relative mengder av sinkbromid- og calciumbromid-bestanddelene ikke kritisk, og kan bestemmes av bekvem-hetshensyn, og mange forskjellige kombinasjoner av mengder kan anvendes.
Likeledes er det, skjønt det er vesentlig i henhold til foreliggende oppfinnelse at både sinkbromid og calciumbromid anvendes'som de primære bestanddeler av vannoppløsningen, vist seg at mengdene av den ene eller begge av disse bestanddeler kan erstattes med calciumklorid så lenge som densiteten og pH-områdene opprettholdes.
De følgende tabeller gir eksempler på mengder (uttrykt i
kg) av bestanddelene som trenges for å gi et fat av oppløsningen i henhold til foreliggende oppfinnelse. Tabell 1 angir de relative mengder av sinkbromid, calciumbromid og vann som trenges til å gi et fat av oppløsningene med densiteter på 1,74 - 2,16 kg/l. Tabell 2 angir mengden av sinkbromid, calciumbromid, calciumklorid og vann som kan anvendes ved fremstilling av et fat 1,8.6 til 2,16 kg/l trippelsaltoppløsning, og tabell 3 angir mengdene av disse bestanddeler som kan anvendes for å . fremstille et fat 1,74 til 2,16- kg/l trippelsaltblandinger.
Oppløsningene ifølge oppfinnelsen inneholder ca. 5-40 vekt% sinkbromid, ca. 30 - 50 vekt% calciumbromid, ca. 0-22 vekt% calciumklorid og 28 - 46 vekt% vann.
Som nevnt er det i henhold ti-l foreliggende oppfinnelse, viktig at blandingene av materialer oppviser en pH-verdi i området fra ca. 3,5 opp til ca. 6,0, fortrinnsvis ca. 4,0 opp til ca. 6,0. Skjønt de virkelige pH-verdier av høykonsentrerte salt-.oppløsninger ikke kan avleses nøyaktig under anvendelse av et pH-meter, kan de relative pH1 er av de forskjellige høykonsentrerte saltoppløsninger sammenlignes nøyaktig. Dessuten kan de relative pH1 er nøyaktig korreleres med oppløsnings-korrosjonhastigheter. Med målte pH-verdier av slike høykonsentrerte oppløsninger kan således bli en pålitelig overvåkningsmetode for å bestemme den relative surhet av de angjeldende væsker. De målte pH-verdier bestemmes med et standard pH-meter, hvis elektrode innføres i oppløsningen som skal måles. Som anvendt her refererer uttrykket "målt pH" seg til pH-verdier bestemt på foregående måte.
Når det er nødvendig å justere den målte pH, kan justerin-gen utføres på i det vesentlige et hvilket som helst tidspunkt ved foreliggende oppfinnelse. Mest bekvemt oppnåes det ønskede resultat ved å justere pH av den 1,74 kg/l (eller annen densitet) sinkbromidoppløsning som anvendes. Med•fordel gjøres dette ved å tilsette calciumhydroxyd i slike mengder til sinkbromidoppløsningen at dens pH heves til et nivå like under det ved hvilket sink-hydroxyd begynner å felles ( d.v.s. til en målt pH på ca. 3,8
for 1,74 kg/l sinkbromidoppløsning). Således tilsettes ca. 1,81 til 2,00 kg, fortrinnsvis ca. 1,91 kg, calciumhydroxyd pr. fat 1,74 kg/l sinkbromid.
Derpå blandes den pH-innstilte sinkbromidoppløsning med calciumbromid og/eller -kloridoppløsning, med tilsetningen av calciumbromid og/eller calciumklorid-faststoffer som er angitt, slik at den målte pH av den blandede oppløsning holdes i det ønskede pH-område. pH-verdien kan imidlertid innstilles pa et hvilket som helst bekvemt punkt så lenge som den målte pH av oppløsningen som skal anvendes, faller innen det ønskede område.
Oppløsninger av den foregående type kan anvendes på den vanlige måte som fullførings-, pakker- og perforeringsmedia for brønner uten urimelig korrosjon og/eller risiko for å skade personell. Nivået av korrosjon og graden for risiko kan imidlertid ytterligere reduseres ved å inkorporere i væskene en liten, men effektiv mengde av en oppløselig korrosjonsinhibitor. I henhold til oppfinnelsen har det vist seg at filmdannende korrosjonsinhibitor på aminbasis har spesiell anvendbarhet, idet materialer som er tilgjengelig fra Petrolite, Inc. under merket "TRETOLITE KW-12" og fra Dresser Industries under merket "MAGCO-BAR 101" ..foretrekkes.
Korrosjonsinhibitoren anvendes fortrinnsvis i et nivå på minst ca. 1000 ppm og fortrinnsvis minst ca. 5000 ppm. Det antas at ingen operativ øvre grense eksisterer for slike korrosjonsinhibitorer annet enn grensene for oppløselighet i oppløsningen.
For fremstillingsletthet foretrekkes at eventuelle korro sjonsinhibitorer tilsettes til sinkbromidoppløsningen etter pH-innstilling skjønt punkter for tilsetningen av korrosjonsinhibitoren er ikke kritisk.
En lang rekke blandingstrinn og metoder kan anvendes for å fremstille oppløsningene med de ønskede densiteter. Således kan standardoppløsninger som 1,70 kg/l calciumbromid og 1,74 kg/l sinkbromid blandes i forskjellige mengder idet densitetene innstilles ved ytterligere tilsetning av calciumbromid og/eller •sinkbromid-salter. Dessuten kan som nevnt alt eller en del av sinkbromidet og/eller calciumbromidet delvis erstattes med fast calciumbromid.
I følgende eksempler viser flere av de mange mulige blande-metoder som kan anvendes for å få væsker med densiteter som ligger i området fra 1,74 til 2,16 kg/l i henhold til oppfinnelsen.
Eksempel 1
Calciumbromidoppløsning (1,70 kg/l) og pH-innstilt sink-bromidoppløsning (1,74 kg/l) korrosjonsinhibert med 5000 ppm "TRETOLITE KW-12" ble blandet, fulgt av tilsetning av fast 91 %-ig calciumbromid i henhold til de respektive volumer og mengder angitt i tabell IV.
Virkningen av temperaturen på densiteten av sinkbromid/ calciumbromid-virkeblandinger i henhold til eksempel 1 er vist i tabell V. Valgte prøver av sinkbromid/calciumbromid-væsker ble undersøkt på densitetsvariasjoner over et temperaturområde fra 25° til 110°C, og resultatene er angitt i tabell V. Tabell VI angir frysepunktene for calciumbromid/sinkbromid-væsker med densiteter i området fra 14,5 til 18,0.
Eksempel 2
En alternativ metode for å få væsker med densiteter i området fra 1,81 til 2,16 kg/l involverer blanding av 1;7 kg/l calciumbromid, 1,74 kg/l sinkbromid, 94%-ig fast calciumklorid og 91%-ig fast calciumbromid i.henhold til de respektive mengder-angitt i tabell VII. Fremgangsmåten involverer å blande calcium-bromidoppløsning (1,70 kg/l) og pH-innstilt, korrosjonsinhiberende sinkbromidoppløsning (1,74 kg/l) fulgt av tilsetning av fast 94%-ig calciumklorid. Etter ca. 30 minutter (i løpet av hvilken tid hovedmengden av calciumklorid oppløses), tilsettes 91%-ig fast calciumbromid. Densitetsmålinger ble gjort ved 21°C.
Oppløsninger blandet i henhold til denne metode har . krystallisasjonspunkter som ligger i området fra ca. 7° til .10°C.
Eksempel 3
En annen variasjon for å få 1,81 kg/l til 2,16 kg/l sinkbromid/calciumbromid/calciumklorid-oppløsninger går ut på å blande 1,81 kg/l calciumbromid/calciumklorid med 2,16 kg/l sinkbromid/calciumbromid. Sistnevnte oppløsning fåes ved å blande 0,6890 fat med pH-instilt, korrosjonsinhibert 1,74 kg/l sinkbromid og 152, 597 kg 91%-ig fast calciumbromid. De respektive mengder anvendt i henhold til dette eksempel er angitt i tabell VIII.
Eksempel 4 '
Nok en annen blandemetode går ut på blande 2,04 kg/l pH-innstilt, korrosjonsinhibert calciumbromid/sinkbromid-oppløsning (inneholdende ca. 35 - 40 vekt% sinkbromid og ca. 21 - 26 vekt% calciumbromid) med 1,70 kg/l calciumbromid - eller 1,70 kg/l calciumbromid/calciumklorid-oppløsning etter ønske. I alminnelighet anvendes, når høyere relative krystallisasjonspunkter ikke er et problem, fortrinnsvis calciumbromid/calciumklorid-oppløs-ninger. Når imidlertid lavere krystallisasjonspunkter er viktige, bør de dyrere calciumbromidoppløsninger anvendes.
Når det ønskes å erholde densiteter over 2,04 kg/l, kan densiteten av en 2,04 kg/l calciumbromid/sinkbromidoppløsning heves ved å tilsette fast calciumbromid, eller når krystallisa- sjonspunktet ikke er kritsk, kan calciumbromidet delvis erstattes med fast calciumklorid. Fremgangsmåten i eksempel 4 foretrekkes i alminnelighet ved foreliggende oppfinnelse, da det for anvendelser ved 2,04 kg/l eller lavere, bare er nødvendig å blande væsker på feltet.
De følgende eksempler viser anvendelsen av væskene i henhold til foreliggende oppfinnelse ved fullføring av brønner, pak-king og perforering.
Eksempel 5
Sinkbromid/calciumbromid-væske (1,90 kg/l) ble anvendt .i en 2572 m brønn boret ved South Marsh Island, utenfor Louisiana. Etter at brønnen var foret ble den utvasket med sjøvann. En 20 fat gel-vann-avstandsvæske ble pumpet foran høydensitetsopp-løsningen ifølge oppfinnelsen og sjøvannet ble fortrengt fra hullet.
Etter running cased hole logs ble bunnsonen perforert, syrebehandlet og gruspakket. Ca. 28 fat høydensitets væske gikk tapt til formasjonen under denne operasjon.
Derpå ble den øvre sone perforert, syrebehandlet og gruspakket. Ca. 30 fat oppløsning ble tapt i den øvre sone under denne operasjon.
Etter anbringelse av en isolasjonspakker over gruspakkene og innføring av dobbeltrørledninger i hullet ble væsken fortrengt med sjøvann, og tilsammen 450 fat oppløsning ble gjenvunnet.
Man fikk en dobbel fullføringsvirkning (sandfri) fra to i det vesentlige utskadede soner.
Toksisitet
Toksisitetsdata: for høydensitetsvæskene ifølge oppfinnelsen viser at de kan anvendes med sikkerhet. Skjønt sinkbromid og calciumbromid begge er primære høye irritanter, er ingen av dem en primær hudirritant. Tabell IX inneholder LDb ..0 u toksisitetsdata (i.e. den letale dose ved hvilken 50% av forsøksdyrene dør) fra 1976 Registry of Toxic Effects' of Chemical Substances (United States Department of Health, Education and Welfare), Merck Index, eller basert på forsøk utført av International Research & Deve-lopment Corporation.
Korrosjon
Virkningene av nærværet av den 'f ilmdannende aminbaserte korrosjonsinhibitor på korrosjonshastigheten av oppløsningen ifølge oppfinnelsen fremgår av de følgende sammenligningseksemp-ler. Korrosjonshastigheter ble bestemt ved å suspendere prøver av bløtt stål (50 mm x 12,7 mm x 1,59 mm) med glasshengere full-stendig neddykket i 275 ml forsøksvæske anbragt i forseglede 400 ml rustfritt stål-forsøksceller. Disse celler; ble holdt ved 121°C' (Blue M Forced Draft Oven) i 7 dager. Etter at forsøksstyk-kene var fjernet fra væsken ble eventuelle løse korrosjonspro-dukter fjernet, og prøvene ble skyllet med vann, tørret, veiet og undersøkt på gropkorrosjon.
Korrosjonshastighetene i ^um inntrengning pr. år ("^um/år" ble bestemt ved anvendelse av følgende formel.
Korrosjonshastighter ble bestemt på foregående måte for ekvivalente blandinger liggende i densitetsområde ifølge oppfinnelsen, både med og uten korrosjonsinhibitor. Disse data som er angitt i tabell X, viser at selv uten en korrosjonsinhiberende tilsetning er oppløsningen ifølge oppfinnelsen ikke sterkt korroderende og at med inhibitorer fåes korrosjonshastigheter under 125^,um/år.
Ved foreliggende oppfinnelse fremskaffes der klare høy-densitets væsker som trygt og effektivt kan anvendes som brønn-fullførings-, pakker- og perforeringsmedier. De er relativt ukorroderende overfor utstyr og personell og er stabile og kan tilfredsstillende anvendes på en langtidsbasis. Disse oppløsninger har fulgt et lenge følt behov på brønnboringsfeltet for klare oppløsninger med densiteter over 1,81 kg/l, som trygt kan anvendes.

Claims (8)

1. Klar høydensitets væske egnet for anvendelse som brønn-fullførings-, pakker- og perforeringsmedium, karakterisert ved at den omfatter en oppløsning av zinkbromid og calciumbromid i vann med en densitet i området fra 1,74 til 2,16 kg/l og en målt pH i området fra 3,5 opp til 6,0 .
2. Klar høydensitets væske ifølge krav 1, karakterisert ved at oppløsningen dessuten inneholder calciumklorid.
3. Klar høydensitets væske ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at oppløsningen dessuten inneholder en oppløselig, filmdannende korrosjonsinhibitor på aminbasis.
4. Klar høydensitets væske ifølge krav 1-3, karakterisert ved at den har en målt pH på 4,0 til 6,0.
5. Klar høydensitets væske ifølge krav 1-4, karakterisert ved at den har en densitet på 1,81 til 2,04 kg/l.
6. Klar høydensitets væske ifølge krav 1, avpasset for anvendelse som et brø nnfullfø rings-, pakker- og perforeringsmedium, karakterisert ved at den omfatter en oppløsning av zinkbromid, calciumbromid og calciumklorid i vann med en densitet i området fra 1,81 til 2,16 kg/l og med en målt pH i området fra 4,0 til 6,0.
7. Klar høydensitets væske ifølge krav 6, karakterisert ved at den dessuten inneholder en oppløselig, filmdannende korrosjonsinhibitor på aminbasis.
8. Klar høydensitets væske ifølge krav 7, karakterisert ved at korrosjonsinhibitoren er tilstede i en mengde på 1000 til 5000 ppm.
NO794061A 1978-12-13 1979-12-12 Hoeydensitets vaeskepreparater. NO794061L (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US05/969,236 US4292183A (en) 1978-12-13 1978-12-13 High-density fluid compositions

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO794061L true NO794061L (no) 1980-06-16

Family

ID=25515339

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO794061A NO794061L (no) 1978-12-13 1979-12-12 Hoeydensitets vaeskepreparater.

Country Status (8)

Country Link
US (1) US4292183A (no)
CA (1) CA1130552A (no)
DE (1) DE2949751A1 (no)
FR (1) FR2444072A1 (no)
GB (1) GB2038907A (no)
IL (1) IL58734A (no)
NL (1) NL7908778A (no)
NO (1) NO794061L (no)

Families Citing this family (42)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4686051A (en) * 1981-05-08 1987-08-11 Nl Industries, Inc. Method of increasing the rate of hydration of activated hydroxyethyl cellulose compositions
US4456537A (en) * 1981-10-13 1984-06-26 Oliver Jr John E Chemically cleaning drilling/completion/packer brines
US4592425A (en) * 1981-10-13 1986-06-03 Oliver Jr John E Process to remove settled solids from completion brines
US4515699A (en) * 1981-10-13 1985-05-07 Oliver Jr John E Chemically cleaning drilling/completion/packer brines
US4394273A (en) * 1981-12-10 1983-07-19 Nl Industries, Inc. Defoamers for aqueous liquids containing soluble zinc salts
CA1201282A (en) * 1981-12-31 1986-03-04 Michael L. Walker Well completion fluid compositions
US4444668A (en) * 1981-12-31 1984-04-24 Halliburton Company Well completion fluid compositions
US4465601A (en) * 1982-01-11 1984-08-14 The Dow Chemical Company Composition and method for servicing wellbores
IL68362A0 (en) * 1982-06-08 1983-07-31 Great Lakes Chemical Corp Corrosion inhibited high-density fluid composition
US4536302A (en) * 1983-06-30 1985-08-20 Nl Industries Inc Corrosion inhibition of aqueous brines
US4640786A (en) * 1983-10-03 1987-02-03 The Dow Chemical Company Phosphonium salt-containing corrosion inhibitors for high density brines
US4728446A (en) * 1984-07-31 1988-03-01 The Dow Chemical Company Corrosion inhibitor for brines
EP0194254B1 (en) * 1984-08-07 1990-08-29 The Dow Chemical Company High-density brine fluid and use in servicing wellbores
US4710306A (en) * 1985-01-22 1987-12-01 Ethyl Corporation Removing or decreasing iron-caused yellow color in a solution
US4836941A (en) * 1986-01-29 1989-06-06 The Dow Chemical Company Clear brine fluids
US4941982A (en) * 1986-07-30 1990-07-17 Great Lakes Chemical Corporation Calcium-free clear high density fluids
WO1988001010A1 (en) * 1986-07-30 1988-02-11 Great Lakes Chemical Corporation Calcium-free clear high density fluids
US4784779A (en) * 1986-09-30 1988-11-15 Great Lakes Chemical Corp. Corrosion inhibitors for clear, calcium-free high density fluids
US4980074A (en) * 1986-10-22 1990-12-25 The Dow Chemical Company Corrosion inhibitors for aqueous brines
IL86913A0 (en) * 1988-06-29 1988-11-30 Bromine Compounds Ltd Method for protecting carbon steel from corrosion in heavy brines
US4938288A (en) * 1989-05-05 1990-07-03 Osca, Inc. Non-damaging workover and completion fluid
US6620341B1 (en) 1999-12-23 2003-09-16 Fmc Corporation Corrosion inhibitors for use in oil and gas wells and similar applications
US7211550B2 (en) * 2000-07-14 2007-05-01 Cabot Corporation Compositions for controlling scaling and completion fluids
US6790789B2 (en) * 2000-10-25 2004-09-14 International Business Machines Corporation Ultralow dielectric constant material as an intralevel or interlevel dielectric in a semiconductor device and electronic device made
CA2602004C (en) * 2004-12-14 2013-12-10 M-I L.L.C. High density brines for use in wellbore fluids
US8007689B2 (en) * 2006-02-13 2011-08-30 Bromine Compounds Ltd. Liquid composition suitable for use as a corrosion inhibitor and a method for its preparation
IL173706A (en) 2006-02-13 2013-09-30 Bromine Compounds Ltd Antimony-based corrosion inhibitors for high-concentration saline solution and a method of inhibiting corrosion by using them
US20090184065A1 (en) * 2008-01-18 2009-07-23 Total Separation Solutions Llc Dewatering of brine-containing oilfield fluids of uncertain composition
US8895476B2 (en) 2011-03-08 2014-11-25 Tetra Technologies, Inc. Thermal insulating fluids
GB2496898B (en) 2011-11-25 2020-10-28 Petroliam Nasional Berhad Petronas Corrosion inhibition
AU2014292151B2 (en) 2013-07-17 2017-06-08 Bp Exploration Operating Company Limited Oil recovery method
US10519360B2 (en) 2014-12-11 2019-12-31 Clariant International Ltd. Liquid inhibitor composition and a method for its preparation and application as a heavy brine corrosion control
EA034845B1 (ru) 2014-12-11 2020-03-27 Клариант Интернэшнл Лтд Жидкая ингибирующая композиция, способ ее приготовления и применение для контроля коррозии в тяжелом солевом растворе
US10611951B2 (en) 2014-12-11 2020-04-07 Clariant International Ltd. Liquid inhibitor composition and a method for its preparation and application as a heavy brine corrosion control
MX2018011600A (es) 2016-03-24 2019-01-10 Tetra Tech Mejoramiento de la estabilidad de la temperatura de polioles y alcoholes de azucar en salmueras.
US11208585B2 (en) 2016-03-24 2021-12-28 Tetra Technologies, Inc. High density, low TCT divalent brines and uses thereof
MX2018011602A (es) 2016-03-24 2019-01-10 Tetra Tech Salmueras monovalentes con alta densidad y baja tct y usus de ellas.
US11453817B2 (en) 2017-10-24 2022-09-27 Tetra Technologies, Inc. Stabilization of iodide-containing brines and brine mixtures
US11021645B2 (en) 2017-10-24 2021-06-01 Tetra Technologies, Inc Stabilization and reduction of TCT of divalent iodide-containing brines
US10851278B2 (en) 2017-10-24 2020-12-01 Tetra Technologies, Inc. Stabilization and reduction of TCT of brines containing monovalent iodides
RU2737597C1 (ru) * 2019-06-20 2020-12-01 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин
WO2021095030A1 (en) 2019-11-13 2021-05-20 Bromine Compounds Ltd. Monovalent brines for use as wellbore fluids

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3126950A (en) * 1964-03-31 Steel coupons in
US2805722A (en) * 1956-02-24 1957-09-10 Exxon Research Engineering Co Perforation wells
US2894584A (en) * 1956-12-24 1959-07-14 Jersey Prod Res Co Well completion
US3490480A (en) * 1963-12-19 1970-01-20 Phillips Petroleum Co Control of drilling fluid properties
US3478530A (en) * 1967-12-15 1969-11-18 Worthington Corp Absorption refrigeration system
US3516496A (en) * 1968-07-29 1970-06-23 Shell Oil Co Well completion and workover fluid and method of use thereof
US3625889A (en) * 1969-08-28 1971-12-07 Phillips Petroleum Co Well completion fluids
US3993570A (en) * 1975-03-27 1976-11-23 Chemical Additives Company Water loss reduction agents

Also Published As

Publication number Publication date
IL58734A0 (en) 1980-02-29
CA1130552A (en) 1982-08-31
FR2444072A1 (fr) 1980-07-11
US4292183A (en) 1981-09-29
DE2949751A1 (de) 1980-06-26
NL7908778A (nl) 1980-06-17
IL58734A (en) 1982-03-31
GB2038907A (en) 1980-07-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO794061L (no) Hoeydensitets vaeskepreparater.
US4304677A (en) Method of servicing wellbores
NO800456L (no) Flytende gelkonsentrat og fremgangsmaate til dets fremstilling.
IL268834A (en) High density aqueous well liquids
NO983242L (no) Vandige borevµsker med °ket viskositet og h°y tetthet, og fremgangsmÕte for fremstilling av slike
WO2017160655A1 (en) Method of increasing the density of a well treatment brine
NO850653L (no) Korrosjonsinhibitor for tunge saltopploesninger
US3492227A (en) Drilling fluid
CA1197673A (en) Corrosion inhibited high density fluid compositions
US4728446A (en) Corrosion inhibitor for brines
US3956141A (en) Additive for reducing fluid loss or filtration rate for aqueous drilling fluid containing both high salinity and high soluble calcium
NO321268B1 (no) Blanding for inhibering av korrosjon av jern og jernmetaller i karbonholdige saltopplosninger samt fremgangsmate for korrosjonsinhibering
JPS6164783A (ja) 増粘された固形物不含水性ブラインおよび重質の固形物不含水性ブラインの増粘方法
USH935H (en) Compositions for oil-base drilling fluids
Biwott et al. Terminalia mantaly leaves as a novel additive in water-based drilling MUD
US4465601A (en) Composition and method for servicing wellbores
NO333229B1 (no) Bronnfluid og fremgangsmate for behandling av en bronn
US6056896A (en) Metal corrosion inhibitor for use in aqueous acid solutions
US3012606A (en) Method of protecting a well casing and tubing against leakage, collapse, and corrosion
EP0194254B1 (en) High-density brine fluid and use in servicing wellbores
US4941982A (en) Calcium-free clear high density fluids
GB2090308A (en) Stabilized solutions of modified cellulose in brine and their use as completion and workover fluids
EP0211065B1 (en) Corrosion inhibitor for high density brines
US4490262A (en) Method of servicing wellbores
EP0275304B1 (en) Calcium-free clear high density fluids