NO833999L - Anvendelse av spesielle materialer som tynningsmidler i oljebaserte borevaesker - Google Patents
Anvendelse av spesielle materialer som tynningsmidler i oljebaserte borevaeskerInfo
- Publication number
- NO833999L NO833999L NO833999A NO833999A NO833999L NO 833999 L NO833999 L NO 833999L NO 833999 A NO833999 A NO 833999A NO 833999 A NO833999 A NO 833999A NO 833999 L NO833999 L NO 833999L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling fluid
- fluid
- additive
- oil
- fatty acid
- Prior art date
Links
- 239000000463 material Substances 0.000 title claims description 25
- 239000003599 detergent Substances 0.000 title 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 97
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 76
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 39
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 35
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 24
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 24
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 24
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 24
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 19
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 17
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 8
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 7
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 7
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 6
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 5
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims description 3
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 2
- 239000003077 lignite Substances 0.000 claims description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 2
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 21
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 13
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 9
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 7
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N hexadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- -1 potassium and barium Chemical compound 0.000 description 5
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ULQISTXYYBZJSJ-UHFFFAOYSA-N 12-hydroxyoctadecanoic acid Chemical compound CCCCCCC(O)CCCCCCCCCCC(O)=O ULQISTXYYBZJSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 4
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 4
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 4
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 235000021314 Palmitic acid Nutrition 0.000 description 3
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N n-Pentadecanoic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- 229940114072 12-hydroxystearic acid Drugs 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- KHAVLLBUVKBTBG-UHFFFAOYSA-N dec-9-enoic acid Chemical compound OC(=O)CCCCCCCC=C KHAVLLBUVKBTBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-N decanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCC(O)=O GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- UKMSUNONTOPOIO-UHFFFAOYSA-N docosanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O UKMSUNONTOPOIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- SECPZKHBENQXJG-FPLPWBNLSA-N palmitoleic acid Chemical compound CCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O SECPZKHBENQXJG-FPLPWBNLSA-N 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 2
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 2
- PAZZVPKITDJCPV-UHFFFAOYSA-N 10-hydroxyoctadecanoic acid Chemical class CCCCCCCCC(O)CCCCCCCCC(O)=O PAZZVPKITDJCPV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FKLSONDBCYHMOQ-UHFFFAOYSA-N 9E-dodecenoic acid Natural products CCC=CCCCCCCCC(O)=O FKLSONDBCYHMOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021357 Behenic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000005632 Capric acid (CAS 334-48-5) Substances 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TUNFSRHWOTWDNC-UHFFFAOYSA-N Myristic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCC(O)=O TUNFSRHWOTWDNC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021319 Palmitoleic acid Nutrition 0.000 description 1
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000007824 aliphatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- DTOSIQBPPRVQHS-PDBXOOCHSA-N alpha-linolenic acid Chemical compound CC\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(O)=O DTOSIQBPPRVQHS-PDBXOOCHSA-N 0.000 description 1
- 235000020661 alpha-linolenic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 229940116226 behenic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 1
- 125000002843 carboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 description 1
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- XZJZNZATFHOMSJ-KTKRTIGZSA-N cis-3-dodecenoic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CC(O)=O XZJZNZATFHOMSJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- SECPZKHBENQXJG-UHFFFAOYSA-N cis-palmitoleic acid Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O SECPZKHBENQXJG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 235000012343 cottonseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000002385 cottonseed oil Substances 0.000 description 1
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N glycerol triricinoleate Natural products CCCCCC[C@@H](O)CC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCCC=CC[C@@H](O)CCCCCC)OC(=O)CCCCCCCC=CC[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N 0.000 description 1
- 159000000011 group IA salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000005457 ice water Substances 0.000 description 1
- 239000011133 lead Substances 0.000 description 1
- 230000009021 linear effect Effects 0.000 description 1
- 229960004488 linolenic acid Drugs 0.000 description 1
- KQQKGWQCNNTQJW-UHFFFAOYSA-N linolenic acid Natural products CC=CCCC=CCC=CCCCCCCCC(O)=O KQQKGWQCNNTQJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000944 linseed oil Substances 0.000 description 1
- 235000021388 linseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 235000021313 oleic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000012429 reaction media Substances 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- WBHHMMIMDMUBKC-XLNAKTSKSA-N ricinelaidic acid Chemical compound CCCCCC[C@@H](O)C\C=C\CCCCCCCC(O)=O WBHHMMIMDMUBKC-XLNAKTSKSA-N 0.000 description 1
- 229960003656 ricinoleic acid Drugs 0.000 description 1
- FEUQNCSVHBHROZ-UHFFFAOYSA-N ricinoleic acid Natural products CCCCCCC(O[Si](C)(C)C)CC=CCCCCCCCC(=O)OC FEUQNCSVHBHROZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 235000003441 saturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000004671 saturated fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 description 1
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- TUNFSRHWOTWDNC-HKGQFRNVSA-N tetradecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCC[14C](O)=O TUNFSRHWOTWDNC-HKGQFRNVSA-N 0.000 description 1
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc 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
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører olje-eksterne emulsjoner og spesielt fortynning av emulsjoner av typen vann-is-olje hvori et emulgeringsmiddel omfattende en fettsyre eller et amin-eller amidderivat av en fettsyre anvendes.
Borevæsker av typen olje-vann-emulsjon har med fordel i mange år blitt benyttet innen oljebrønn-boringsindustrien. Slike emulsjons-borévæsker er i besittelse av mange fordeler i forhold til vanlige slammematerialer, idet de f.eks. bevirker forøkede borehastigheter, lengre levetid for borkroner, for-bedrede hullbetingelser o.l. De mest vanlig benyttede emulsjon-borevæsker er av typen olje-is-vann hvori oljen er den dispergerte fasen og vannet den kontinuerlige fasen. Omvendte eller emulsjoner av typen vann-is-olje hvori oljen er den kontinuerlige fasen, og vannet er den dispergerte fasen, har også med fordel blitt benyttet.
Foreliggende oppfinnelse angår borevæsker omfattende slike vann-is-olje-emulsjoner. Slike borevæsker krever et emulgeringsmiddel som virker slik at det opprettholder dispersjonen av vannet i oljen og gir væsken de riktige reologiske egenskapene slik at den benyttes som en borevæske. Måten borevæsker utnyttes på og spesielt de av emulsjonstypen er velkjent innen teknikken, og vil derfor i det følgende bare bli beskrevet rent generelt.
I roterende boreoperasjoner blir en borevæske pumpet ned langs borestrengen ved en rotasjonsboreénhet og ut gjennom åpninger i borkronen som er festet til borestrengen. Borevæsken strømmer rundt borkronen og returnerer til overflaten gjennom en ringformet passasje mellom borestrengen og veggene i brønn-hullet. Det primære formål med borevæsken er å avkjøle og smøre borkronen og å bringe formasjonsborekutt frembragt av borkronen bort fra borkronen og opp til jordoverflaten.
For å hindre tap av væske inn i porøse eller permiable for masjoner som gjennomtrenges av brønnhullet så inneholder væsken er suspendert eller dispergert fast materiale slik som leire eller andre egnede materialer som vil utfiltreres på brønnhullets vegger for dannelse av et impermiabelt belegg gjennom hvilket den væskeformige del av borevæsken ikke kan passere. Videre, for at væsken skal kunne utøve et trykk mot veggene i brønnhullet for å hindre at dette faller sammen ,
er de fleste borevæsker som i dag benyttes, "vekttilsatte" ved at det deri er suspendert et fast stoff med høy densitet slik som barytt, kalsinert leire, kalsium karbonat eller lignende. Det har hittil vært vanskelig å oppnå høye til-synelatende densiteter med konvensjonelle vektmaterialer og fremdeles opprettholde pumpbarhet for væsken når den flytende delen av væsken tar form av en vann-is-olje-emulsjon. Dette oppsto p.g.a. det faktum at slike vektmaterialer for det meste var oleofobe, dvs. de ble ikke lett fuktet av den kontinuerlige oljefasen i emulsjonen, og hadde derfor tilbøyelig-het til å utsedimenteres av væsken i stedet for å forbli vesentlig ensartet suspendert deri.
Dette problem har i det minste delvis blitt løst i slike borevæsker av emulsjonstypen ved anvendelse av emulgeringsmidler omfattende fettsyrer eller amin- eller amidderivater av slike fettsyrer. Slike emulgeringsmidler tillater at vekt-materialene kan dispergeres i væskens oljefase.
Et primært krav til en borevæske er at væsken må være i besittelse av de ønskede reologiske egenskaper i blandet til-stand og må også kunne bibeholde disse egenskaper, innen visse grenser, under fortsatt bruk av væsken og spesielt under betingelser hvor det foreligger en høy bunnhulltemperatur.
Som tidligere nevnt fjerner borevæsken borekutt fra brønn-hullet etter hvert som boringen skrider frem. Denne prosess bestemmes av den hastighet ved hvilken væsken beveger seg opp-over brønnhullets ringform, samt av dens viskositet eller flytegenskaper og dens densitet. Borekuttfjerningseffektivi-teten øker vanligvis medøkende viskositet og densitet. Viskositeten avhenger av konsentrasjonen, kvaliteten og dispersjons-tilstanden for suspenderte kolloide faste stoffer i borevæsken. Fortsatt bruk av en borevæske av typen vann-is-olje-emulsjon resulterer normalt i enøkning i viskositeten til væsken p.g.a. en akkumulering av kolloide borekutt i væsken. Riktig regulering av viskositet og gelstyrker er vesentlig
for effektiv rensing av brønnhullet, suspensjon av vektmaterialet og borekutt når sirkulasjon avbrytes og for å minimalisere trykktap og sugetrykk når borestrengen beveges. Den her benyttede betegnelse "gelstyrke" betyr den viskositet som utvikles av væsken ved henstand i en tidsperiode. Viskositeten til en borevæske kan reduseres ved å fortynne væsken. Fortynning oppnås ved å redusere den plastiske viskositet, flytegrensen eller gelstyrken, eller en kombinasjon av disse egenskaper hos borevæsken. Viskositet kan således reduseres ved å minske faststoffinnholdet eller antallet av partikler pr. enhetsvolum. Dette oppnås typisk ved å fortynne borevæsken med en væske slik som dieselbrensel eller lignende i vann-is-olje-emulsjoner. Mens dette reduserer væskens viskositet, har det også uønskede virkninger ved at væskens vekt reduseres, og det volumetriske forhold olje:vann endres. Ytterligere vektmateriale må derfor tilsettes til borevæsken for å tilveiebringe denønskede væskevekt, og oljervann-forholdet må reguleres før den kan resirkuleres gjennom borkronen .
Det ville væreønskelig å tilveiebringe et kjemisk stoff
som kan anvendes for å redusere viskositeten til en borevæske, og som ikke har uheldig innvirkning på væskens andre egenskaper.
Man har nå overraskende oppdaget at en borevæske av typen vann-is-olje-emulsjon som returneres fra et brønnhull ved en boreoperasjon, kan behandles med et additiv omfattende en fettsyrepolyester hvorved viskositeten til væsken kan reduseres uten en uønsket endring av væskens totale reologiske egenskaper. Additivet er sammenblandet! med borevæsken i en mengde som er tilstrekkelig til å redusere væskens viskositet til et ønsket område uten nødvendighet for å fortynne borevæsken.
Som tidligere angitt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et middel for justering av de reologiske egenskapene til en resirkulert, vekttilsatt borevæske av typen olje-vann-emulsjon. Slike sammensetninger omfatter karakteristisk et væskesuspensjonsmedium bestående av en vann-is-olje-emulsjon, et væsketapsadditiv som tjener til å hindre at suspensjonsmediet forsvinner i permiable formasjoner som gjennomtrenges av brønnhullet, og et vektmateriale for å øke sammensetningens densitet. Når fettsyre-emulgeringsmidler benyttes ved dannelsen av det emulgerte flytende suspensjonsmiddel, finner man at borevæsken er stabil overfor saltvannsforurensning, og har utmerkede væsketapsegenskaper. Emulgeringsmiddelet har dess-uten den egenskap at det gjør overflaten av vektmaterialet hurtig fuktig av olje, slik at relativt store mengder av vektmaterialer på stabil måte kan suspenderes i sammensetningen .
Emulgeringsmiddelet kan omfatte en fettsyre eller et amin-eller et amidderivat av en fettsyre. Emulgeringsmiddelet omfatter fortrinnsvis en dimerisert fettsyre.
Spesielle eksempler på egnede mettede fettsyrer er kaprinsyre, laurinsyre, myristinsyre, palmitinsyre, stearinsyre og behenin-syre. Egnede umettede fettsyrer er monoetenoidsyrer slik som kaproleinsyre, lauroleinsyre, myristolinsyre, palmitolinsyre, oleinsyre og setolinsyre; dietanoidsyrer slik som linolje-syrer; og trietenoidsyrer slik som linolensyre. Fra et kommer-sielt synspunkt har man funnet at blandinger av fettsyrer avledet fra talg, tallolje, soyaolje, kokosolje og bomulls-frøolje er egnet for utførelse av foreliggende oppfinnelse. Emulgeringsmiddelet omfatter fortrinnsvis dimerisert oleinsyre. Amin- og amidderivater av fettsyrene kan fremstilles på i og for seg kjent måte. Spesielle eksempler på egnede derivater er di-oleyl kvartært amin i og oleyldi-etanolamid.
Ved fremstilling av borevæskesammensetninger tilveiebragt ifølge foreliggende oppfinnelse kan det flytende suspensjonsmediet omfatte 50-99 volum-% olje, 1-50 volum-% vann og 0,1-5% av emulgeringsmiddelet (basert på den kombinerte vekt av vann og olje). 01jekomponenten er vanligvis av mineralsk opprinnelse, dvs. råpetroleum eller et petroleumdestillat eller restfraksjon, og omfatter fortrinnsvis en blanding av en relativt tung olje slik som en lett tjære, krakket rest, tungt ekstrakt eller lignende, _og et lett destillat slik som gassolje eller dieselbrensel. Vanligvis vil en slik olje ha en spesifikk vekt mellom ca. 12° og 40° API. Oppfinnelsen er imidlertid ikke begrenset til noen spesiell type oljer eller blandinger derav.
Vannkomponenten kan være ferskvann eller en saltoppløsning som er mettet eller delvis mettet med alkaliske salter.
Væsketapskomponenten er noen ganger et kalkholdig karbonat eller leireholdig materiale, skjønt asfalt, lignitt, kjønrøk og et hvilket som helst av de væsketapsadditiver som vanligvis benyttes i olje-kontinuerlige borevæsker, kan benyttes. Meget ofte vil lokale jordarter inneholde tilstrekkelig leire til å tjene formålet. Væsketapsmiddelet benyttes i en mengde som er tilstrekkelig til å redusere tapet av suspensjonsmediet til permiable formasjoner som gjennomtrenges av brønnhullet, men utilstrekkelig til å øke sammensetningens viskositet til en slik grad at den ikke lett kan pumpes. En slik mengde avhenger av selve væsketapsadditivet og av viskositeten til emulsjon-suspensjonsmediet, men tilsvarer vanligvis mellom ca. 2 og ca. 15 vekt-% av suspensjonsmediet.
Vektmaterialkomponenten (dersom en slik er til stede) kan være hvilke som helst av de høydensitetsmaterialer som vanligvis benyttes for dette formål, slik som f.eks. barytt, kalsinert leire eller lignende, og benyttes i en hvilken som helst mengde som er nødvendig for å justere sammensetningens densitet til den ønskede verdi. Det er vanligvis ønskelig at sammensetningen har en vekt fra ca. 0,72 til 3,36 kg/liter.
Mens det ikke behøves observeres noen spesiell rekkefølge ved fremstillingen av borevæske-emulsjonene, er det vanligvis mest hensiktsmessig først å danne emulsjon-suspensjonsmediet og deretter tilsette væsketapsadditiver og vektmateriale. Emulgeringsmiddelet tilsettes fortrinnsvis til oljen, og den vandige fasen inkorporeres deretter gradvis under hurtig omrøring. Dersom det er ønskelig, kan den innledende emulsjon deretter føres gjennom en kolloidmølle eller homogenisator hvoretter væsketapsadditivet tilsettes under omrøring. Til slutt tilsettes vektmaterialet, og hele sammensetningen omrøres for å sikre stabil suspensjon av de faste stoffene i væskefasen.
Borevæskene ifølge oppfinnelsen kan benyttes på en hvilken
som helst konvensjonell måte for boring av brønner. Væsken kan blandes i slamtanker og pumpes inn i borehullet gjennom den hule borestrengen i det roterende boreutstyret. Væsken som går gjennom hull i borkronen, som er festet til borestrengen, kommer i kontakt med veggene i brønnhullet for dannelse av en filterkake som reduserer væsketap mens den samtidig fjerner borekutt og utfører andre funksjoner. Væsken kan returneres til tankene via de ringformede rom mellom borehullet og borestrengen. Når i det minste en del av borekuttene har blitt separert og eventuelt tapt væske erstattet, resirkuleres væsken til brønnen sammen med en mengde av et additiv ifølge oppfinnelsen for å justere borevæskens reologiske egenskaper til et ønsket område.
Ifølge foreliggende fremgangsmåte tilveiebringes et additiv som omfatter en eller flere polyestere eller et salt derav avledet fra en hydroksykarboksylsyre med formelen HO X COOH hvor X er et toverdig mettet eller umettet alifatisk radikal inneholdende minst 8 karbonatomer, og hvor det er minst 4 karbonatomer mellom hydroksy- og karboksylsyregruppene, eller avledet fra en blanding av en slik hydroksykarboksylsyre og en karboksylsyre som er fri for hydroksygrupper, eller fra hvilke som helst andre passende utgangsforbindelser som vil gi den ønskede polyester inneholdende minst ca. 300 karbonatomer.
Additivene kan oppnås ved hjelp av hvilke som helst av de konvensjonelle og velkjente metoder for fremstilling av slike forbindelser. Additivene ifølge oppfinnelsen kan f.eks. fremstilles ved oppvarming av hydroksykarboksylsyren eller en blanding av slike syrer eller en blanding av hydroksykarboksylsyren og en karboksylsyre, eller andre passende forbindelser eventuelt i nærvær av en forestringskatalysator, ved en temperatur i området fra ca. 160 til ca. 200°C, inntil polyesteren med den nødvendige molekylvekt er oppnådd. Vannet som dannes ved forestringsreaksjonen fjernes fra reaksjonsmediet, og dette kan hensiktsmessig gjøres ved å føre en strøm av nitrogen over reaksjonsblandingen, eller fortrinnsvis ved å utføre reaksjonen i nærvær av et oppløsningsmiddel, slik som mineralolje, toluen eller sylen, og avdestillere vannet ettersom det dannes.
De resulterende polyestere kan deretter isoleres på konvensjonell måte; når reaksjonen utføres i nærvær av et organisk oppløsningsmiddel hvis nærvær ikke vil være skadelig for borevæsken så kan imidlertid den resulterende oppløsning av polyesteren benyttes.
Saltene av polyestrene kan enten være salter.av polyestrene
med metallatomer eller salter med baser slik som ammoniakk eller organiske derivater derav. Metallsaltene kan hensiktsmessig f.eks. oppnås ved oppvarming av polyesteren med et oksyd, hydroksyd eller karbonat av metallet ved forhøyede temperaturer,
f.eks. ved temperaturer i området for 200°C idet reaksjonen fortrinnsvis utføres i en inert atmosfære. Som eksempler på nevnte metaller kan nevnes alkaliemetaller slik som litium, natrium og kalium, jordalkaliemetaller slik som kalisum og barium, og magnesium, bly, sink og kobber.
I de nevnte hydroksykarboksylsyrene inneholder radikale representert ved X fortrinnsvis 12-20 karbonatomer, og det er videre foretrukket at det er mellom 8 og 14 karbonatomer mellom karboksylsyren og hydroksygruppene. Det er også foretrukket at hydroksygruppen er en sekundær hydroksygruppe.
Som spesielle eksempler på slike hydroksykarboksylsyrer kan nevnes ricinoleinsyre, en blanding av 9- og 10-hydroksy-stearinsyrer (oppnådd ved sulfatering av oljesyre fulgt av hydrolyse, og 12-hydroksy stearinsyre, og spesielt den kommer-sielt tilgjengelige hydrogenerte risinusolje-fettsyre som i tillegg til 12-hydroksy-stearinsyre inneholder mindre mengder av stearinsyre og palmitinsyre.
De karboksylsyrer som kan benyttes i forbindelse med hydroksykarboksylsyrene for oppnåelse av polyestrene er fortrinnvis karboksylsyrer av mettede eller umettede alifatiske forbindelser, spesielt alkyl- og alkenyl-karboksylsyrer inneholdende en kjede med 8-20 karbonatomer. Som eksempler på slike syrer kan nevnes laurinsyre, palmitinsyre, stearinsyre og oleinsyre.
Additiver ifølge oppfinnelsen sammenblandes med den resirkule-rende borevæsken i'en mengde som er tilstrekkelig til å redusere væskens viskositet til et ønsket område. Mengden av additiv som sammenblandes med borevæsken i løpet av en enkelt behandling av væsken vil typisk være i området fra ca. 0,29 til ca. 2,85 kg/m 3borevæske. Additivet blir fortrinnsvis sammenblandet med borevæsken i en mengde fra ca. 0,29 til ca. 1,4 3 kg/m 3 borevæske. Mens større mengder av addivet kan benyttes, bestemmer pris og den potensielle overbehandling som resulterer i ytterligere omkostninger for å gjenopprette de ønskede reologiske egenskapene, mengden av benyttet additiv. Additivet kan også blandes i lignende mengder med en nylig sammensatt borevæske for å justere de reologiske egenskapene til en slik borevæske før bruk.
I det tilfelle en for stor mengde additiv blandes med borevæsken og resulterende i et vesentlig tap av viskositet og gelstyrke, kan væsken returneres til detønskede området for reologiske egenskaper ved tilblanding av en mengde ev amin-behandlet bentonitt eller en hvilken som helst annen egnet organofil leire. Som tidligere angittøker slik behandling prisen på borevæsken.
Det er overraskende funnet at tilsetning av additivet har en vesentlig lineær effekt på borevæskens viskositet når først en viss terskelkonsentrasjon er oppnådd i vesken. Den spesielle terskelkonsentrasjon varierer med borevæskens sammensetninger. Mens det i dag ikke er kjent at det eksisterer noen øvre grense, har man funnet at additivets effekt generelt jevner seg ut over et konsentrasjonsnivå på ca. 2,14 kg/m<3>borevæske slik at ytterligere tilsetning av additivet er økonomisk uønsket.
Borevæsken kan behandles med additivet på et hvilket som helst tidspunkt når de reologiske egenskapene har endret seg tilstrekkelig til at en korreksjon anses for nødvendig. Således, når en væske skal anvendes ved boring av en brønn i et lengre tidsrom, kan det f.eks. være nødvendig å behandle væsken med additivet ifølge oppfinnelsen fra omkring 2 eller 3 ganger til over et dusin ganger. Slike behandlinger resulterer ikke i noen uønsket effekt på de andre egenskapene til borevæsken.
Følgende eksempler illustrerer dannelsen og fremstillingen av flere forskjellige borevæsker1 av emulsjonstypen.
Eksempel I
Flere fettsyrepolyestere fremstilles ved blanding av de i tabell I angitte syrer i de viste mengdeandeler sammen med en del mineralsyre, og deretter oppvarming derav i visse tidsperioder ved en temperatur i området fra ca. 190-200°C for dannelse av polyesteren omfattende additivet ifølge foreliggende oppfinnelse. Vann avdestilleres fra blandingen ettersom den dannes.
De forskjellige formuleringene blandes med et alkylamid og mineralolje i følgende vekt-%-andeler: 12% fettsyrepolyester, 5% alkylamid og 83% mineralolje for dannelse av en oppløsning av additivet. De forskjellige prøvene av additivet ifølge oppfinnelsen blandes deretter med en rekke av borevæskeprøvene under anvendelse av fettsyre-emulgeringsmidler for å bestemme den effekt som additivet har på borevæskens reologiske egenskaper. Oppløsningene av additivet tilsettes til bore-
væsken i en mengde på 5,71 kg/m 3borevæske. De reologiske egenskapene bestemmes i overensstemmelse med API RP 13 B "Stan-dard Procedure for Testing of Drilling Fluids". Dataene er angitt i tabellene II-IX, nedenfor. Tabell IX gir data angående de effekter som de upolymeriserte fettsyrene, alkylamid og mineralolje har på en borevæskes reologiske egenskaper.
Følgende forkortelser er benyttet i tabellene:
Dataene i tabellene II-IX illustrerer tydelig effektiviteten til det foreliggende additiv med hensyn til å redusere viskositeten og gelstyrken til borevæskene, hvilket vil gjøre det mulig for slike væsker å bli behandlet med mengder av additivet for å opprettholde borevæskens reologiske egenskaper i ønskede områder.
Eksempel II
For å bestemme effekten av konsentrasjonen som additivet har på borevæsken ble to av oppløsningene av additivet i eksempel I sammenlignet ved varierende konsentrasjonsnivåer i prøver av en borevæske. Dataene er angitt i tabell X nedenfor . De angitte data illustrerer klart den effekt som konsentrasjonen av additivet har på borevæskens reologiske egenskaper.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for behandling av en borevæske omfattende en vann-is-olje-emulsjon for å redusere viskositeten til den returnerte væsken, karakterisert ved at man blander den returnerte væsken inneholdende kolloidalt suspenderte formasjonspartikler med et additiv innbefattende en fettsyrepolyester i en mengde som er tilstrekkelig til å redusere viskositeten til den returnerte væsken.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at additivet tilblandes i en mengde fra 2
ca. 0,29 til ca. 2,85 kg/m returnert væske.
3. Fremgangsmåte for behandling av en borevæske av typen vann-is-olje-emulsjon, karakterisert ved at emulsjonen dannes med et emulgeringsmiddel omfattende en fettsyre eller et amin- eller et amidderivat derav for å redusere viskositeten og gelstyrken til væsken, hvorved denne væske blandes med et additiv innbefattende en fettsyrepolyester i en mengde fra ca. 0,29 til ca. 2,85 kg/m 2 borevæske .
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at borevæsken inneholder et vektmateriale.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1 og 3, karakterisert ved at fettsyrepolyesteren er avledet fra en hydroksykarboksylsyre med formelen HO X COOH hvor X er et toverdig mettet eller umettet alifatisk radikal inneholdende minst 8 karbonatomer, eller er avledet fra en blanding av en slik hydroksykarboksylsyre og en karboksylsyre som er fri for hydroksygrupper.
6. Borevæske av typen vann-is-olje-emulsjon, karakterisert ved at den omfatter vann,
olje, et emulgeringsmiddel innbefattende minst ett materiale valgt fra gruppen bestående av en fettsyre, et aminderivat av en fettsyre og et amidderivat av en fettsyre, et vektmateriale, et væsketapsadditiv og et additiv omfattende en fettsyrepolyester som er til stede i en mengde fra ca. 0,29 3
til ca. 2,85 kg/m av borevæsken.
7. Borevæske ifølge krav 3 og 6, karakterisert ved at additivet er opplø st i en hydrokarbon-bærevæske.
8. Borevæske ifølge krav 4 og 6, karakterisert ved at vektmaterialet omfatter barytt.
9. Borevæske ifølge krav 6, karakterisert ved at volumforholdet for olje til vann er i området fra ca. 99:1 til ca. 1:1.
10. Borevæske ifølge krav 8, karakterisert ved at væsketapsadditivet omfatter minst ett materiale valgt fra gruppen innbefattende et asfaltmateriale, et lignitt-materiale, et leireholdig materiale og et kalkholdig materiale.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB08231375A GB2129467B (en) | 1982-11-03 | 1982-11-03 | The use of certain materials as thinners in oil based drilling fluids |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO833999L true NO833999L (no) | 1984-05-04 |
Family
ID=10534008
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO833999A NO833999L (no) | 1982-11-03 | 1983-11-02 | Anvendelse av spesielle materialer som tynningsmidler i oljebaserte borevaesker |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US4502963A (no) |
EP (1) | EP0108546B1 (no) |
AU (1) | AU557045B2 (no) |
CA (1) | CA1217331A (no) |
DE (1) | DE3376013D1 (no) |
GB (1) | GB2129467B (no) |
NO (1) | NO833999L (no) |
NZ (1) | NZ206114A (no) |
Families Citing this family (26)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2129467B (en) * | 1982-11-03 | 1986-07-02 | Halliburton Co | The use of certain materials as thinners in oil based drilling fluids |
FR2577568B1 (fr) * | 1985-02-19 | 1987-12-18 | Coatex Sa | Agent fluidifiant non polluant pour fluides de forage a base d'eau douce ou saline |
US4964999A (en) * | 1987-06-15 | 1990-10-23 | Hi-Tek Polymers, Inc. | Process for forming stable emulsions of water soluble polysaccharides in hydrocarbon liquids |
US5045219A (en) * | 1988-01-19 | 1991-09-03 | Coastal Mud, Incorporated | Use of polyalphalolefin in downhole drilling |
US4876017A (en) * | 1988-01-19 | 1989-10-24 | Trahan David O | Use of polyalphalolefin in downhole drilling |
US5189012A (en) * | 1990-03-30 | 1993-02-23 | M-I Drilling Fluids Company | Oil based synthetic hydrocarbon drilling fluid |
DE4012105A1 (de) * | 1990-04-14 | 1991-10-17 | Henkel Kgaa | Verwendung von hydriertem rizinusoel als viskositaetsbildner in oelbasierten bohrspuelsystems |
AU6087994A (en) * | 1993-01-14 | 1994-08-15 | M-I Drilling Fluids Company | Non-fluorescing oil-based drilling fluid |
US5710108A (en) * | 1996-04-05 | 1998-01-20 | Rheox, Inc. | Biopolymer/oil suspension compositions utilized in aqueous-based fluids used in the oil service industry including completion and drilling fluids |
AU4458797A (en) | 1997-09-15 | 1999-04-05 | Sofitech N.V. | Electrically conductive non-aqueous wellbore fluids |
US6793025B2 (en) * | 1998-01-08 | 2004-09-21 | M-I L. L. C. | Double emulsion based drilling fluids |
US6405809B2 (en) | 1998-01-08 | 2002-06-18 | M-I Llc | Conductive medium for openhold logging and logging while drilling |
DE19816308A1 (de) * | 1998-04-11 | 1999-10-14 | Henkel Kgaa | Rheologisches Additiv |
US6194361B1 (en) | 1998-05-14 | 2001-02-27 | Larry W. Gatlin | Lubricant composition |
GB2345706B (en) * | 1999-01-16 | 2003-05-21 | Sofitech Nv | Electrically conductive invert emulsion wellbore fluid |
US6887832B2 (en) * | 2000-12-29 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels |
US7456135B2 (en) * | 2000-12-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling using flat rheology drilling fluids |
US7507694B2 (en) * | 2004-03-12 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surfactant-free emulsions and methods of use thereof |
US8030252B2 (en) * | 2004-03-12 | 2011-10-04 | Halliburton Energy Services Inc. | Polymer-based, surfactant-free, emulsions and methods of use thereof |
FR2957651B1 (fr) * | 2010-03-22 | 2012-07-13 | Spcm Sa | Procede d'augmentation du debit de transport du petrole depuis le puits producteur |
US9587161B2 (en) * | 2012-02-21 | 2017-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid containing a surfactant having a high boiling point and a long chain tail group |
US10723931B2 (en) * | 2015-11-19 | 2020-07-28 | Cnpc Usa Corporation | Thinner for oil-based drilling fluids |
WO2017099705A1 (en) | 2015-12-07 | 2017-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment of recovered commercial solids for use in oilfield fluids |
CN107011877B (zh) * | 2016-03-04 | 2020-10-09 | 中国石油天然气集团公司 | 一种油基泥浆降粘剂及降粘方法 |
US10351750B2 (en) | 2017-02-03 | 2019-07-16 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling fluid compositions with enhanced rheology and methods of using same |
WO2021003145A1 (en) | 2019-07-01 | 2021-01-07 | Highland Fluid Technology, Inc. | Managed pressure drilling with novel noncompressible light weight fluid |
Family Cites Families (33)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA492097A (en) * | 1953-04-14 | D. Dawson Reginald | Emulsion fluid for drilling wells | |
CA578341A (en) * | 1959-06-23 | Socony Mobil Oil Company | Emulsion fluid | |
US1895775A (en) * | 1927-01-26 | 1933-01-31 | Barber Asphalt Co | Bituminous emulsion |
US2099825A (en) * | 1935-04-19 | 1937-11-23 | Standard Oil Dev Co | Oil base hydratable drilling fluid |
US2094609A (en) * | 1936-06-08 | 1937-10-05 | Kritchevsky Wolf | Hydrotropic material and method of making same |
US2217926A (en) * | 1936-09-05 | 1940-10-15 | Shell Dev | Nonaqueous drilling fluid |
US2588808A (en) * | 1949-02-14 | 1952-03-11 | Shell Dev | Oil base fluid for drilling wells |
US2675352A (en) * | 1950-03-31 | 1954-04-13 | Shell Dev | Oil base drilling fluid |
US2689219A (en) * | 1952-02-11 | 1954-09-14 | Stanolind Oil & Gas Co | Emulsion drilling fluid |
US2714582A (en) * | 1954-04-26 | 1955-08-02 | Lukon Inc | Finely divided dispersible asphaltic composition and method of making the same |
US3236769A (en) * | 1956-09-10 | 1966-02-22 | Socony Mobil Oil Co Inc | Drilling fluid treatment |
US2946746A (en) * | 1956-10-01 | 1960-07-26 | Union Oil Co | Oil-external emulsion drilling fluids |
US3002923A (en) * | 1957-03-29 | 1961-10-03 | Atlas Chem Ind | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
US2994660A (en) * | 1957-05-27 | 1961-08-01 | Magnet Cove Barium Corp | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
US3021277A (en) * | 1957-12-23 | 1962-02-13 | Raymond W Hoeppel | Oil base drilling and fracturing fluid |
US3244638A (en) * | 1960-06-21 | 1966-04-05 | Swift & Co | Water-in-oil emulsion |
US3108068A (en) * | 1960-12-05 | 1963-10-22 | Texaco Inc | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
US3284352A (en) * | 1963-08-19 | 1966-11-08 | Mobil Oil Corp | Drilling fluid treatment |
US3396105A (en) * | 1963-08-19 | 1968-08-06 | Mobil Oil Corp | Drilling fluid treatment |
US3775447A (en) * | 1966-04-01 | 1973-11-27 | Nat Lead Co | Lignite products and compositions thereof |
DE1617229B2 (de) * | 1966-08-18 | 1976-12-02 | Unilever N.V., Rotterdam (Niederlande) | Wasch- und reinigungsmittel |
US3533941A (en) * | 1967-05-23 | 1970-10-13 | John W Freeland | Oil base drilling fluid |
US3650951A (en) * | 1967-06-30 | 1972-03-21 | Armour Ind Chem Co | Oil well drilling and treating fluids |
US3505243A (en) * | 1967-12-05 | 1970-04-07 | Itt Rayonier Inc | Dispersants from spent sulfite liquor |
US3525397A (en) * | 1968-12-26 | 1970-08-25 | Shell Oil Co | Method of temporarily plugging an earth formation |
US3689410A (en) * | 1970-05-21 | 1972-09-05 | Shell Oil Co | Dry mix for chalk-stabilized emulsion |
US3625286A (en) * | 1970-06-01 | 1971-12-07 | Atlantic Richfield Co | Well-cementing method using a spacer composition |
US3778287A (en) * | 1970-12-22 | 1973-12-11 | Ici Ltd | Pigment dispersions |
US3688845A (en) * | 1971-03-08 | 1972-09-05 | Mobil Oil Corp | Well cementing method employing an oil base preflush |
US3896031A (en) * | 1973-04-20 | 1975-07-22 | Halliburton Co | Preparation of colloidal solid suspensions in aqueous solutions |
US3850248A (en) * | 1973-11-19 | 1974-11-26 | Halliburton Co | Method of using a spacer fluid for spacing drilling muds and cement |
US4233162A (en) * | 1978-02-07 | 1980-11-11 | Halliburton Company | Oil well fluids and dispersants |
GB2129467B (en) * | 1982-11-03 | 1986-07-02 | Halliburton Co | The use of certain materials as thinners in oil based drilling fluids |
-
1982
- 1982-11-03 GB GB08231375A patent/GB2129467B/en not_active Expired
-
1983
- 1983-03-11 US US06/474,614 patent/US4502963A/en not_active Expired - Lifetime
- 1983-10-25 DE DE8383306469T patent/DE3376013D1/de not_active Expired
- 1983-10-25 EP EP83306469A patent/EP0108546B1/en not_active Expired
- 1983-11-01 NZ NZ206114A patent/NZ206114A/en unknown
- 1983-11-02 NO NO833999A patent/NO833999L/no unknown
- 1983-11-02 CA CA000440215A patent/CA1217331A/en not_active Expired
- 1983-11-03 AU AU20934/83A patent/AU557045B2/en not_active Ceased
-
1986
- 1986-02-11 US US06/829,454 patent/US4659486A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU557045B2 (en) | 1986-12-04 |
EP0108546B1 (en) | 1988-03-16 |
NZ206114A (en) | 1986-08-08 |
US4659486A (en) | 1987-04-21 |
AU2093483A (en) | 1984-05-10 |
US4502963A (en) | 1985-03-05 |
CA1217331A (en) | 1987-02-03 |
EP0108546A3 (en) | 1985-12-18 |
GB2129467B (en) | 1986-07-02 |
DE3376013D1 (en) | 1988-04-21 |
EP0108546A2 (en) | 1984-05-16 |
GB2129467A (en) | 1984-05-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO833999L (no) | Anvendelse av spesielle materialer som tynningsmidler i oljebaserte borevaesker | |
US5403822A (en) | Esters of carboxylic acids of medium chain-length as a component of the oil phase in invert drilling muds | |
US4481121A (en) | Viscosifier for oil base drilling fluids | |
US4508628A (en) | Fast drilling invert emulsion drilling fluids | |
EP0137683B1 (en) | Prevention of drilling fluid loss in subterranean formations | |
US5461028A (en) | Fluid-drill-hole treatment agents based on carbonic acid diesters | |
CA2465222C (en) | Additive for oil-based drilling fluids | |
US6806233B2 (en) | Methods of using reversible phase oil based drilling fluid | |
IE900802L (en) | Drilling fluids | |
US11427744B2 (en) | Waste vegetable oil-based emulsifier for invert emulsion drilling fluid | |
MX2012011102A (es) | Fluidos de perforacion de emulsion invertidos y metodos para perforacion de agujeros. | |
NO176360B (no) | Oljebasert borevæske med kontinuerlig oljefase | |
US10647903B2 (en) | Oil-based drilling fluid compositions which include layered double hydroxides as rheology modifiers and amino amides as emulsifiers | |
MXPA04006567A (es) | Aditivo para fluidos de perforacion basados en petroleo. | |
NO854107L (no) | V|sketapsadditiver for oljebasert slam og blandinger for l avt v|sketap derav. | |
US2217926A (en) | Nonaqueous drilling fluid | |
GB2297103A (en) | Base oil for well-bore fluids | |
US3252903A (en) | Emulsion drilling fluid | |
US3264214A (en) | Drilling fluid | |
US3127343A (en) | Invert emulsion well fluid | |
US3007865A (en) | Method of preparing a well completion and servicing fluid | |
WO2003031534A1 (en) | Invert emulsion drilling fluid and process | |
US2799646A (en) | External water phase drilling emulsions and additives therefor | |
US2675352A (en) | Oil base drilling fluid | |
US2550054A (en) | Treatment of oil-base drilling fluids |