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
Links
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 25
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 63
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 claims description 43
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 43
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 36
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 36
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 claims description 31
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 25
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 23
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 23
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 6
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 50
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 13
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 13
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 7
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 description 5
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 3
- 230000009972 noncorrosive effect Effects 0.000 description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 2
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 2
- 239000002085 irritant Substances 0.000 description 2
- 231100000021 irritant Toxicity 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 231100000048 toxicity data Toxicity 0.000 description 2
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- -1 ferrous metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 231100000636 lethal dose Toxicity 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000010979 pH adjustment Methods 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011833 salt mixture Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000012086 standard solution Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- UGZADUVQMDAIAO-UHFFFAOYSA-L zinc hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Zn+2] UGZADUVQMDAIAO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229940007718 zinc hydroxide Drugs 0.000 description 1
- 229910021511 zinc hydroxide Inorganic materials 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
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/925—Completion or workover fluid
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/926—Packer 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.
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)
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)
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 |
-
1978
- 1978-12-13 US US05/969,236 patent/US4292183A/en not_active Expired - Lifetime
-
1979
- 1979-11-15 IL IL58734A patent/IL58734A/xx unknown
- 1979-11-16 CA CA340,002A patent/CA1130552A/en not_active Expired
- 1979-12-05 NL NL7908778A patent/NL7908778A/nl not_active Application Discontinuation
- 1979-12-06 FR FR7929970A patent/FR2444072A1/fr active Pending
- 1979-12-11 DE DE19792949751 patent/DE2949751A1/de not_active Withdrawn
- 1979-12-12 NO NO794061A patent/NO794061L/no unknown
- 1979-12-13 GB GB7943076A patent/GB2038907A/en not_active Withdrawn
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 |