NO861373L - Anvendelse av mono- og polyalkylenglykoletere som midler for frigivelse av fastklebet boreroer. - Google Patents
Anvendelse av mono- og polyalkylenglykoletere som midler for frigivelse av fastklebet boreroer.Info
- Publication number
- NO861373L NO861373L NO861373A NO861373A NO861373L NO 861373 L NO861373 L NO 861373L NO 861373 A NO861373 A NO 861373A NO 861373 A NO861373 A NO 861373A NO 861373 L NO861373 L NO 861373L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- ether
- preparation
- weight
- viscosity
- drill string
- Prior art date
Links
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 title 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 31
- -1 alkylene glycol ether Chemical compound 0.000 claims description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 23
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 21
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 12
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 10
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 7
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 7
- DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 1-butoxybutane Chemical compound CCCCOCCCC DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 4
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 4
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 4
- 229920003145 methacrylic acid copolymer Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 4
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 4
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 claims description 3
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 claims description 3
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 8
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WBIQQQGBSDOWNP-UHFFFAOYSA-N 2-dodecylbenzenesulfonic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1S(O)(=O)=O WBIQQQGBSDOWNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004925 Acrylic resin Substances 0.000 description 2
- 229920000178 Acrylic resin Polymers 0.000 description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 229940028356 diethylene glycol monobutyl ether Drugs 0.000 description 2
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical compound OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 229920000831 ionic polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N octadecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCO GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N oxolane-2,4-dione Chemical compound O=C1COC(=O)C1 JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000006187 pill Substances 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N tetraglyme Chemical compound COCCOCCOCCOCCOC ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N (9Z)-octadecen-1-ol Chemical class CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCO ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- LZDKZFUFMNSQCJ-UHFFFAOYSA-N 1,2-diethoxyethane Chemical compound CCOCCOCC LZDKZFUFMNSQCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HXKKHQJGJAFBHI-UHFFFAOYSA-N 1-aminopropan-2-ol Chemical compound CC(O)CN HXKKHQJGJAFBHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RRQYJINTUHWNHW-UHFFFAOYSA-N 1-ethoxy-2-(2-ethoxyethoxy)ethane Chemical compound CCOCCOCCOCC RRQYJINTUHWNHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxyethoxy)ethanol Chemical compound COCCOCCO SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 2-METHOXYETHANOL Chemical compound COCCO XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCOCCO COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 2-ethoxyethanol Chemical compound CCOCCO ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KFZGVTKABUKGNE-UHFFFAOYSA-N 2-heptadec-1-enyl-4-methoxy-4-methyl-5h-1,3-oxazole Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC=CC1=NC(C)(OC)CO1 KFZGVTKABUKGNE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229930182558 Sterol Natural products 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000005250 alkyl acrylate group Chemical group 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940019778 diethylene glycol diethyl ether Drugs 0.000 description 1
- XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol monoethyl ether Chemical compound CCOCCOCCO XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940075557 diethylene glycol monoethyl ether Drugs 0.000 description 1
- SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N diglyme Chemical compound COCCOCCOC SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 229960000878 docusate sodium Drugs 0.000 description 1
- 229940060296 dodecylbenzenesulfonic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 1
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 235000019197 fats Nutrition 0.000 description 1
- 230000004992 fission Effects 0.000 description 1
- 235000021588 free fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940102253 isopropanolamine Drugs 0.000 description 1
- JJWLVOIRVHMVIS-UHFFFAOYSA-N isopropylamine Chemical class CC(C)N JJWLVOIRVHMVIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012669 liquid formulation Substances 0.000 description 1
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- REOJLIXKJWXUGB-UHFFFAOYSA-N mofebutazone Chemical group O=C1C(CCCC)C(=O)NN1C1=CC=CC=C1 REOJLIXKJWXUGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- FATBGEAMYMYZAF-KTKRTIGZSA-N oleamide Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(N)=O FATBGEAMYMYZAF-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920002432 poly(vinyl methyl ether) polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- APSBXTVYXVQYAB-UHFFFAOYSA-M sodium docusate Chemical compound [Na+].CCCCC(CC)COC(=O)CC(S([O-])(=O)=O)C(=O)OCC(CC)CCCC APSBXTVYXVQYAB-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 235000003702 sterols Nutrition 0.000 description 1
- YFNKIDBQEZZDLK-UHFFFAOYSA-N triglyme Chemical compound COCCOCCOCCOC YFNKIDBQEZZDLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
- 210000002268 wool Anatomy 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B31/00—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells
- E21B31/03—Freeing by flushing
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/02—Spotting, i.e. using additives for releasing a stuck drill
-
- 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
- Y10S507/94—Freeing stuck object from wellbore
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Marine Sciences & Fisheries (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Macromonomer-Based Addition Polymer (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører nye preparater som er nyttige ved boreoperasjoner hvori borestrengen klebes fast i hullet og ikke lett kan frigjøres. Nærmere bestemt vedrører den boreoperasjonsproblemer innbefattende fastklebet borerør på grunn av differensialtrykk og en vannbasert, kjemisk fremgangsmåte for å overvinne disse problemene.
Boring av olje- og gassbrønner ved hjelp av rotasjonsteknikk innbefatter sirkulering av en borevæske gjennom borestrengen og ut av borkrone-dysene og retur til overflaten via ringrommet. Denne væsken avkjøler og smører borestrengen, utvikler tilstrekkelig hydrostatisk trykk til å oppveie formasjonstrykket, og fjerner borkaks fra borehullet. Denne væsken bevirker også en reduksjon av friksjonskreftene mellom borestrengen og borehullet eller fdringsrøret.
Under boreoperasjonen kan borestrengen bli fastklebet og ikke kunne heves, senkes eller roteres. Det finnes et antall mulige mekanismer som kan bidra til dette problemet. Disse er (1) oppbygning av borkaks eller mudder i hullet; (2) et hull med mindre diameter enn borkronens; (3) låsespordannelse; og (4) differensialtrykk.
Differensialfastklebing kan defineres som fastklebingen av borestrengen mot en gjennomtrengelig formasjon som inneholder mindre borevæsketrykk enn det hydrostatiske trykket som utøves av borevæskekolonnen, og finner vanligvis sted når borestrenger forblir ubevegelig i et visst tidsrom. Den mekanismen, ved hvilken dette finner sted, innbefatter at borestrengen kommer i kontakt med en slamfilterkake som er bygget opp mot en gjennomtrengelig sone, forblir i ro i et tidsrom som er tilstrekkelig til at borerøret presses inn i slamkaken ved det høye trykket i borehullet, og derved forsegles mot veggen av borehullet. Ringromtrykket som utøves av borevæsken holder deretter røret mot borehullveggen i den gjennomtrengelige sonen.
Frigjøring av et differensielt fastklebet rør er hovedsakelig et spørsmål om å redusere denne trykkdifferansen som eksisterer over røret. En fremgangsmåte som benyttes innbefatter enkelt en reduksjon i væsketrykk ved at ringromvæsken erstattes med en mindre tett væske så som diesel eller råolje, som tillater en mindre trykkforskjell å eksistere mellom borehullet og formasjonen. I noen tilfeller kan formasjonstrykket overskride trykket i ringrommet, hvilket i sin tur tillater røret å blåses bort fra borehullveggen. Ofte er det usikkert å utføre denne operasjoner siden det foreligger en høy sannsynlighet for en skadelig utblåsning fra brønnen.
Frigivelse av et fastlåst borerør oppnås konvensjonelt ved at det plas-seres i og beveges gjennom sirkuleringsslamsystemet et volum av et frigivelsesmiddel som er tilstrekkelig til å danne full kontakt i området av borehullet hvor røret sitter fast. Denne fremgangsmåten betegnes i dagligtale "injeksjon av en pille". Den vanligst anvendte nåværende fremgangsmåten for frigjøring av et fastklebet rør er injeksjon av en pille av et egnet fortettet oljeslam forsterket med overflateaktivt middel i hullet overfor det fastklebede området. Med tiden vil integriteten av slamfilterkaken mellom borerøret og borehullet reduseres på grunn av oljeslammet, hvilket tillater trykkutjevning på alle sidene av røret. Videre vil oljeinntrengning i slamkaken redusere de adhesive kreftene og smøre området mellom røret og borehullet, hvilket resulterer i mindre fiksjon og raskere frigjøring.
I de senere år har det vært utviklet en rekke olje-baserte, varemerke-registrerte preparater som skal tjene til frigivelse av differensielt fastlåste rør, disse preparatene innbefatter: Petroleumolje inneholdende et materiale valgt fra gruppen bestående av 2-heptadecenyl-4-4-di-meto ksy- 2-ok sazo lin; 2-hept adecenyl -4-metok sy-4-metyl-2-oks azolin; natriumsaltet av dioktylsulfosuksinat; en blanding av et produkt inneholdende frie fettsyrer med høy molekylvekt, estere og alkoholer fremstilt ved syrespaltning av ullfett med ca. én fjerdedel av dets vekt av natriumsaltet av sulfatert oleylalkohol og blandinger derav i en mengde som er tilstrekkelig til å redusere grenseflatespenningen ved en grenseflate mellom petroleumsoljen og vann til ikke mer enn 2 dyne pr. cm (U.S. patent nr. 3,217,802); og en oljebasert injeksjonsvæske som inneholder propoksylerte<C>j3-<C>32-alkanoler, et olje-oppløselig emul-geringsmiddel-fuktemiddel og om ønsket et imidazolin for høy temperatur-emulsjonsstabilitet (U.S. patent nr. 4,436,638 og 4,464,269). Miljøhensyn har fremtvunget verdensomspennende lovreguleringer som virker stadig mer begrensende for anvendelsen av oljebaserte preparater ved boreoperasjoner.
Rapporter innen patentlitteraturen vedrørende vannbaserte preparater for frigivelse differensielt fastklebede rør innbefatter: Et overflateaktivt middel fremstilt av fire deler halvammonium, halvisopropylaminsalt av sulfosuksinatsyreester av oleinsyreamidet av isopropanolamin og ca. én del av isopropylaminsaltet av dodekylbenzensulfonsyre, dette middelet tilsettes til den vannbaserte borevæsken (U.S. patent nr. 3,233,622); en polyetylenglykol som har en molekyl vekt varierende fra 106 til ca. 600, eller en mettet saltvannsoppløsning eller en sjøvannsoppløsning av den nevnte glykolen (U.S. patent nr. 4,230,587); og et additiv-preparat som innbefatter en polymer så som hydroksyetylcellulose, karboksymetyl-cellulose og blandinger derav i saltvannsoppløsning eller polyetylenoksyd, etylenoksyd-propylenoksyd-kopolymer, poly(vinylmetyleter) og blandinger derav i vann eller saltvannsoppløsning (U.S. patent nr. 4,466,486).
Det gjenstår et behov for forbedrede injeksjonspiller med lav toksisitet og, spesielt, for effektive vann-blandbare kjemikaliesystemer som er borevæskekompatible og bedre kan frigjøre fastklebede borerør, spesielt slike som har forbedret virksomhet for frigjøring av differensielt fastklebede rør.
Formålene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en forbedret fremgangsmåte for frigjøring av en fastklebet borestreng i borehullet av en underjordisk formasjon under boreoperasjoner ved anvendelse av en borevæske som innbefatter at den fastklebede borestrengen bringes i kontakt med en injisert porsjon, som effektivt reduserer trykket i ringrommet som utøves av borevæsken mot den fastklebede borestrengen og frigjør den fastklebede borestrengen, hvor injeksjonssammensetningen innbefatter en alkylenglykoleter fra klassen bestående av alkylenglykoleter, poly(alkylenglykol)eter og blandinger derav.
Dette er oppnådd ifølge foreliggende oppfinnelse ved tilveiebringelse av en sammensetning som er egnet for fremstilling av en injeksjonsporsjon hvor sammensetningen i vektprosent innbefatter: (a) fra 0 til 80% vann; (b) fra 20 til 100% alkylenglykoleter; (c) fra minst en viskositets- forhøyende mengde til 5% av et viskositetsmiddel som har den egenskapen at den forøker viskositeten av sammensetningen, slik at den blir kompatibel med et fast ballastmateriale.
I en foretrukket form er injeksjonspillen en vandig væske med faste ballastmaterialer, hvor væsken innbefatter fra 30 til 70 vekt-% av en blanding av etylenglykolmonobutyleter og poly(etylenglykol)monobutyl-etere med en polymerisasjonsgrad i området fra 2 til 5, fra 0,2 til 1,0 vekt-% av en kopolymer av metakrylsyre og et etoksylert stearolakrylat, fra 0,05 til 0,5 vekt-% av et kryssbundet polyakrylamid, fra 0,5 til 5 vekt-% av et kokosnøtt-fettsyrealkanolamid overflateaktivt middel og forøvrig vann, og injeksjonen er tilsatt en tilstrekkelig mengde fast ballastmateriale til å tilveiebringe en fluidtetthet som er egnet for frigjøring av den nevnte fastklebede borestrengen, hvor vektprosentene er basert på vekten av nevnte fluid.
Alkylenglykoleterne som utgjør det rør-frigivende middelet innbefatter både mono- og dietere. Disse alkylenglykoleterne faller innefnor en klasse av den generelle formelen:
hvori R\står for hydrogen eller en lavere alkylgruppe med fra 1 til 8 karbonatomer, R2står for en lavere alkylgruppe med fra 1 til 8 karbonatomer, R3står for hydrogen, metyl og etyl, og n står for et helt tall fra 1 til 16, fortrinnsvis 1 til 5.
Den foretrukne klassen er de vann-blandbare etylenglykoleterne, representert ved dietylenglykolmonobutyleter, trietylenglykolmonobutyleter, etyl eng lykolmon obutylet er, die tylengly koldiety leter, dietylen glykol - monobuty leter, e tylengly kolmonob utyleter, dietylenglykoldimetyleter, tetraetylenglykoldimetyleter, dietylenglykolmonoetyleter, dietylenglykol-monomety leter, e tylengly koldimet yleter, trietyle nglykold imetyleter, etylenglykolmonoetyleter, etylenglykoldietyleter, dietylenglykoldietyleter, etylenglykolmonometyleter, og poly(etylenglykol)monometyletere av vektgjennomsnittlige molekylvekter (Mw) varierende opp til ca. 800.
En annen foretrukket klasse er de vann-blandbare glykoleterne som f.eks. metylmonoeteren av propylenglykol, etylenmonoeter av propylenglykol, propylmonoeter av propylenglykol, metylmonoeter av dipropylenglykol og etylmonoeter av dipropylenglykol.
Glykoleter-frigivelsesmiddelet er mest fortrinnvis sammensatt til en injeksjonsporsjon som har tilnærmet sammen fluidtetthet som boreslammet som anvendes. Generelt betyr dette at preparatet må være viskøst nok til å suspendere faste ballastmaterialer så som baritt og/eller hematitt, for å oppnå den stipulerte fluidtettheten. Når alkylenglykoleteren eller oppløsningen derav og ballastmaterialet blandes vil den sistnevnte komponenten ofte sedimente ut av væsken, dvs. den er inkompatibel, i fravær av et viskositetsforhøyende middel.
Det er videre oppdaget at vandige oppløsninger av mono- og polyetylen-glykoletere kan gjøres mer viskøse ved tilsats av alkali-oppløselig akrylharpiks ved tilstrekkelig høy pH til å aktivere harpiksen i systemet. Denne viskositetsforhøyelsen kan opprettholdes, forutsatt at graden av nøytralisering av det polyioniske harpiks-viskositetsforhøyende middelet ikke blir så høy at viskositetsforøkningsmiddelet blir uoppløselig i den vandige oppløsningen. Videre er det funnet at ekstra viskositet i en "gelstruktur" kan tilveiebringes i disse eteroppløsningene behandlet med de alkali-oppløselige polymerene ved at de i tillegg behandles med et ekstra viskositetsforhøyende middel, dvs. et vann-svellbart, kryssbundet polyakrylamid. Oppløsningene som er gjort viskøse ved disse fremgangs-måtene vil bære baritt eller andre faste ballastmaterialer med høy tetthet i lange tidsrom. Injeksjonspreparater av denne typen, fremstilt av disse komponentene, er nyttige for frigivelse av differensielt fastklebede borerør, siden de kombinerer eterens frigjøringsaktivitet for røret med den fluidtettheten som er påkrevet for egnet anvendelse nede i hullet av injeksjonsporsjonen.
De alkali-oppløselige polyioniske akrylharpiksene er fortrinnsvis eter-oppløseliggjorte polymerer som representert ved kopolymerer av metakrylsyre og alkylakrylater og eventuelt ved kopolymerer av metakrylsyre og etoksylert stearolester av akrylsyre, hvori den hydrofile-lipofile balansen er reguelrt på egnet måte ved etoksylering av stearolen med 20 mol etylenoksyd pr. mol stearol før forestring av akrylsyren. De eter-oppløseliggjorte polymerene er tilstede i en mengde som er tilstrekkelig til å forøke viskositeten av systemet, slik at det blir kompatibelt med ballastadditivet så som baritt.
Et overflateaktivt middel inkorporeres ofte i preparatet for å lette dispersjonen og stabiliseringen av de faste ballastmaterialene inne i preparatet. Selv om et kokosnøtt-fettsyrealkanolamid-overflateaktivt middel ovenfor er angitt som det foretrukne overflateaktive middelet innbefatter andre egnede overflateaktive midler natriumlaurylsulfat, fettsyresalter og dodekylbenzensulfonsyresalter.
Glykoleter-frigivelsesmiddelet er generelt innbefattet i injeksjonspreparatet i en mengde (basert på den flytende delen av preparatet) varierende fra 20 til 100, fortrinnsvis fra 30 til 70, optimalt ca. 50 vekt-%. Det viskositetsforhøyende middelet er tisltede i preparatet i en mengde (basert på den flytende delen av preparatet) varierende fra 0,1 til 2,0, fortrinnsvis 0,2 til 1, optimalt ca. 0,4 vekt-%, mens det ekstra viskositetsforhøyende middelet er tilstede i preparatet i en mengde (basert på samme basis) varierende fra 0,01 til 1, fortrinnsvis fra 0,05 til 0,5, optimalt 0,15 vekt-%. Det overflateaktive middelet er innbefattet i injeksjonspreparatet i en mengde (basert på den flytende delen av preparatet) varierende fra 0,2 til 10, fortrinnsvis 0,5 til 5, optimalt ca. 1 vekt-%. Vann tilveiebringer generelt resten av fluiddelen; imidlertid kan andre additiver som er kjent for fagmannen benyttes på fordelaktiv måte.
Oppfinnelsen skal ytterligere illustreres ved referanse til de følgende eksemplene som viser en foretrukket form av oppfinnelsen.
Eksempler 1- 19
Fastklebingskraft ble målt ved å anvende Amoco fastklebingskraftforsøket beskrevet av Park, Arthur; Lummus, J.L.; The Oil and Gas Journal; 26. november 1962; side 62-66 og Weintritt, Donald; Oil Patch; januar 1983; side 11-14, på forskjellige alkylenglykoletere og resultatene, innbefattet beregnet reduksjon av fastklebingskraft, sammenlignet med fastklebingskraften i et ubehandlet system, er angitt i tabell I.
Eksempel 20
Et flytende preparat benyttet ved utførelsen av oppfinnelsen er av følgende sammensetning:
1 Kommersielt tilgjengelig som "Glycol Ether HB" fra ICI Americas, Wilmington Delaware og antas å være en blanding av etylenglykolmonobutyleter og poly(etylenglykol)monobutyletere med en polymerisasjonsgrad i området fra 2 til 5. 2 Kommersielt tilgjengelig som "Acrysol-ICI-1" (30% aktiv) fra Rohm & Haas, Philadelphia, Pennsylvania, og angitt å være en kopolymer at
metakrylsyre og et etoksylert sterolakrylat.
3 Kommersierlt tilgjenglig som "Alco Print PTF" (50% aktiv) fra Allied Colloids, Inc., Suffolk, Virginia, og antatt å være et kryssbundet
vann-svellbart polyakrylamid.
4 Kommersielt tilgjengelig som "Mazamide" fra Mazer Chemicals Inc., Gwenes, Illinois, og antatt å være et 1:1 molart reaksjonsprodukt av kokosnøttolje og dietanolamin.
Injeksjonspreparatet er ment fremstilt ved blanding av den ovenfor nevnte flytende formuleringen med baritt eller et liknende fast ballastmateriale på borestedet av borepersonalet ved det tidspunktet strengen sitter fast. Mengden baritt tilsatt vil bli bestemt av personnellet ved det nivået som er egnet for det aktuelle problemet, selv om generelt fluid-tettheten for injeksjonspreparatet vil være sammenlignbart med tettheten for boreslammet.
Et injeksjonspreparat ble fremstilt i laboratoriet ifølge ovenfor nevnte sammensetning og ved hjelp av baritt som ballast brakt til en tetthet på I, 798 kg/l. Undersøkelsen av evnen av dette preparatet, nr. 11967-57,3, til å redusere fastklebingskraften ved Amoco-forsøket (beskrevet tidligere, for eksemplene 1-19), ble utført og sammenlignet med ledende kommers-ielle oljebaserte preparater. Resultatene av dette forsøket, vist i tabell II, bekreftet overlegenheten av foreliggende preparat, 11967-57,3, ved reduksjon av fastklebingskraften.
Claims (9)
1.
Forbedret fremgangsmåte for frigjøring av en fastklebet borestreng i borehullet av en underjordisk formasjon under boreope rasjoner ved anvendelse av en borevæske,karakterisert vedat den innbefatter at borehullsonen omkring den fastklebede borestrengen bringes i kontakt med et injeksjonspreparat som effektivt reduserer ringromtrykket som utøves av borevæsken mot den fastklebede borestrengen og frigjør nevnte borestreng, hvor det injiserte preparatet innbefatter en alkylenglykoleter fra klassen bestående av alkylenglykoleter, poly(alkylenglykol)eter og blandinger derav.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat eteren er en monoeter.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat eteren er en dieter.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat preparatet inneholder minst én viskositetsforhøyende mengde av et viskositetsforhøyende middel.
5.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat alkylenglykoleteren er en blanding av etylenglykolmonobutyleter og poly(etylenglykol)monobutyleter med en polymerisasjonsgrad i området fra 2 til 5, og er tilstede i en mengde varierende fra 2 til 100 vekt-% av den fluide delen av preparatet.
6.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat preparatet er en vandig væske med faste ballastmidler, hvor væsken innbefatter fra 30 til 70 vekt-% av en blanding av etylenglykolmono butyleter og poly(etylenglykol)monobutyletere med en polymerisasjonsgrad i området fra 2 til 5, fra 0,2 til 1,0 vekt-% av en kopolymer av metakrylsyre og et etoksylert stearolakrylat, fra 0,05 til 0,5 vekt-% av et kryssbundet polyakrylamid, fra 0,5 til 5 vekt-% av et kokosnøtt-f ettsyre-alkanolamid overflateaktivt middel og forøvrig vann, og preparatet er tilsatt en tilstrekkelig mengde fast ballastmateriale til å tilveiebringe en fluidtetthet som er egnet for frigivelse av den nevnte fastklebede borestrengen.
7.
Fremgangsmåte ifølge krav 6,karakterisert vedat ballastmaterialet er baritt.
8.
Preparat,karakterisert vedat det, uttrykt i vektprosent, innbefatter (a) fra 0 til 80% vann; (b) fra 20 til 100% glykoleter; (c) fra minst en viskositetsforhøyende mengde til 5% av et viskosit-etsforhøyende middel som har den egenskapen at det forhøyer viskositeten av preparatet, slik at den blir kompatibel med et fast ballastmateriale.
9.
Preparat ifølge krav 8,karakterisert vedat det videre inneholder fra 0,2 til 10% av et overflateaktivt middel.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/723,608 US4614235A (en) | 1985-04-15 | 1985-04-15 | Use of mono and polyalkylene glycol ethers as agents for the release of differentially stuck drill pipe |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO861373L true NO861373L (no) | 1986-10-16 |
Family
ID=24906966
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO861373A NO861373L (no) | 1985-04-15 | 1986-04-09 | Anvendelse av mono- og polyalkylenglykoletere som midler for frigivelse av fastklebet boreroer. |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4614235A (no) |
CA (1) | CA1261133A (no) |
GB (1) | GB2174129B (no) |
NL (1) | NL8600951A (no) |
NO (1) | NO861373L (no) |
Families Citing this family (43)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4829816A (en) * | 1987-11-06 | 1989-05-16 | Standard Oil Production Company | Method and apparatus for testing spotting fluids for releasing stuck drill pipe |
US4941981A (en) * | 1987-12-04 | 1990-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid |
US4830765A (en) * | 1987-12-04 | 1989-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same |
US5189012A (en) | 1990-03-30 | 1993-02-23 | M-I Drilling Fluids Company | Oil based synthetic hydrocarbon drilling fluid |
US5099930A (en) * | 1990-04-27 | 1992-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid methods and composition |
US5007489A (en) * | 1990-04-27 | 1991-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid methods and composition |
US5247992A (en) * | 1990-05-07 | 1993-09-28 | Robert Lockhart | Fluid for releasing stuck drill pipe |
US5057234A (en) * | 1990-06-11 | 1991-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Non-hydrocarbon invert emulsions for use in well drilling operations |
US5120708A (en) * | 1991-03-06 | 1992-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Non-poluting anti-stick water-base drilling fluid modifier and method of use |
GB9110847D0 (en) * | 1991-05-20 | 1991-07-10 | British Petroleum Co Plc | Method for releasing a stuck pipe |
US5260268A (en) * | 1991-07-18 | 1993-11-09 | The Lubrizol Corporation | Methods of drilling well boreholes and compositions used therein |
CA2127743A1 (en) * | 1993-07-20 | 1995-01-21 | Jerry S. Neely | Method and composition for enhancing hydrocarbon production from wells |
US5599777A (en) * | 1993-10-06 | 1997-02-04 | The Lubrizol Corporation | Methods of using acidizing fluids in wells, and compositions used therein |
US5415230A (en) * | 1994-01-21 | 1995-05-16 | Baroid Technology, Inc. | Method and combination for materials for releasing a stuck pipe |
GB2301609B (en) * | 1994-04-05 | 1997-11-05 | Baker Hughes Inc | Glycol and glycol ether lubricants and spotting fluids |
CA2156810A1 (en) | 1994-08-24 | 1996-02-25 | Maria Alonso-Debolt | Non-hydrocarbon invert emulsions for use in well drilling operations wherein the external phase comprises poly (1-4,oxybutylene) glycol |
DE69614555T2 (de) * | 1995-09-11 | 2002-04-11 | Mi Llc | Auf glykol basierende bohrflüssigkeit |
US5671810A (en) * | 1995-11-13 | 1997-09-30 | Baker Hughes Incorporated | Composition and method for relief of differential sticking during drilling |
US5881826A (en) | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
US6148917A (en) * | 1998-07-24 | 2000-11-21 | Actisystems, Inc. | Method of releasing stuck pipe or tools and spotting fluids therefor |
US6635604B1 (en) | 1999-02-11 | 2003-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Low molecular weight water soluble organic compounds as crystallization point suppressants in brines |
US6267186B1 (en) | 1999-06-14 | 2001-07-31 | Spectral, Inc. | Spotting fluid and method of treating a stuck pipe |
DE19929790A1 (de) | 1999-06-29 | 2001-01-04 | Basf Ag | Verfahren zur kontinuierlichen Herstellung von Polybutylenterephthalat aus Terephthalsäure und Butandiol |
US6649571B1 (en) | 2000-04-04 | 2003-11-18 | Masi Technologies, L.L.C. | Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids |
US6435276B1 (en) * | 2001-01-10 | 2002-08-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spotting fluid for differential sticking |
WO2003048526A2 (en) * | 2001-12-03 | 2003-06-12 | Wyo-Ben, Inc. | Composition for use in sealing a porous subterranean formation, and methods of making and using |
US7018957B2 (en) * | 2003-02-21 | 2006-03-28 | Bj Services Company | Method of using high molecular weight demulsifiers |
DE10349808A1 (de) * | 2003-10-24 | 2005-05-25 | Cognis Deutschland Gmbh & Co. Kg | Emulgatoren für Bohrspülmittel |
US7211549B2 (en) * | 2004-04-26 | 2007-05-01 | M-I L.L.C. | Spotting fluid for use with oil-based muds and method of use |
US7163059B2 (en) * | 2004-07-14 | 2007-01-16 | Elder Craig J | Method for releasing stuck drill string |
US8091644B2 (en) * | 2004-09-03 | 2012-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Microemulsion or in-situ microemulsion for releasing stuck pipe |
US8048829B2 (en) * | 2005-01-18 | 2011-11-01 | Halliburton Energy Services Inc. | Spotting fluid compositions and associated methods |
US8048828B2 (en) * | 2005-01-18 | 2011-11-01 | Halliburton Energy Services Inc. | Spotting fluid compositions and associated methods |
EP2029694A4 (en) * | 2006-06-20 | 2009-09-23 | Mi Llc | POLYMERIC MATERIALS HIGHLY RAMIFIED AS COATING OF ALLOYING AGENTS |
WO2007149112A1 (en) * | 2006-06-21 | 2007-12-27 | Phitex, Lllp | Stuck drill pipe additive and method |
US8071715B2 (en) * | 2007-01-31 | 2011-12-06 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Maleated and oxidized fatty acids |
US20080223596A1 (en) * | 2007-03-14 | 2008-09-18 | Ryan Ezell | Aqueous-Based Insulating Fluids and Related Methods |
US20080224087A1 (en) * | 2007-03-14 | 2008-09-18 | Ezell Ryan G | Aqueous-Based Insulating Fluids and Related Methods |
US8133970B2 (en) | 2008-01-31 | 2012-03-13 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Oxidized and maleated derivative compositions |
US8361938B1 (en) | 2008-12-23 | 2013-01-29 | Contact Marketing Solutions, Llc | Stuck pipe and well stimulation additive and method |
RU2564424C2 (ru) * | 2013-02-15 | 2015-09-27 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Состав жидкостной ванны для освобождения прихваченной колонны труб |
US9914867B2 (en) * | 2016-02-16 | 2018-03-13 | Noles Intellectual Properties, Llc | Completion fluid friction reducer |
WO2018144066A1 (en) | 2017-02-03 | 2018-08-09 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods of making of shale inhibiton fluids |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3126970A (en) * | 1964-03-31 | Method of releasing immobilized | ||
US3217802A (en) * | 1961-03-16 | 1965-11-16 | Magnet Cove Barium Corp | Freeing stuck pipe |
US3328295A (en) * | 1964-12-03 | 1967-06-27 | Pan American Petroleum Corp | Method for preventing differential sticking and reducing fluid loss |
US4230587A (en) * | 1978-12-26 | 1980-10-28 | Texaco Inc. | Additive composition for release of stuck drill pipe |
US4436638A (en) * | 1981-04-15 | 1984-03-13 | Exxon Research & Engineering Co. | Additive composition for release of stuck drill pipe |
US4464269A (en) * | 1981-07-29 | 1984-08-07 | Exxon Research & Engineering Co. | Additive composition for release of stuck drill pipe |
US4491181A (en) * | 1983-03-31 | 1985-01-01 | Gulf Research And Development Co. | Method of freeing stuck drill string using spotting fluid |
US4466486A (en) * | 1983-04-11 | 1984-08-21 | Texaco Inc. | Method for releasing stuck drill pipe |
US4494610A (en) * | 1983-04-11 | 1985-01-22 | Texaco Inc. | Method for releasing stuck drill pipe |
-
1985
- 1985-04-15 US US06/723,608 patent/US4614235A/en not_active Expired - Lifetime
-
1986
- 1986-04-07 CA CA000506005A patent/CA1261133A/en not_active Expired
- 1986-04-09 NO NO861373A patent/NO861373L/no unknown
- 1986-04-15 NL NL8600951A patent/NL8600951A/nl not_active Application Discontinuation
- 1986-04-15 GB GB08609094A patent/GB2174129B/en not_active Expired
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2174129A (en) | 1986-10-29 |
GB2174129B (en) | 1988-06-08 |
US4614235A (en) | 1986-09-30 |
NL8600951A (nl) | 1986-11-03 |
CA1261133A (en) | 1989-09-26 |
GB8609094D0 (en) | 1986-05-21 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO861373L (no) | Anvendelse av mono- og polyalkylenglykoletere som midler for frigivelse av fastklebet boreroer. | |
Fink | Petroleum engineer's guide to oil field chemicals and fluids | |
EP1198536B1 (en) | Water-in-oil microemulsions useful for oil field or gas field applications and methods for using the same | |
US4475594A (en) | Plugging wellbores | |
US4442241A (en) | Shear thickening composition | |
PT78028B (en) | Process for the preparation of n-vinyl-lactames based polymers useful in the recovery and processing of natural resources | |
WO2001053429A1 (en) | Improved drilling fluids | |
US5678631A (en) | Process for removing solids from a well drilling system | |
JPH04505026A (ja) | ユーインタアイト含有水濡れ性穿孔用泥漿添加物 | |
US3313362A (en) | Method of and composition for use in, gas drilling | |
US7122507B2 (en) | Drilling fluids and method of drilling | |
EP0095730A2 (de) | Hochmolekulare wasserlösliche Copolymerisate, ihre Herstellung und Verwendung | |
US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
US4622153A (en) | Liquid polymer containing compositions for thickening aqueous systems | |
AU2018342586B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
EP1282674A1 (en) | Drilling fluids and method of drilling | |
CA1199783A (en) | Method for recovering oil from an underground deposit | |
ITVA20090007A1 (it) | Metodo per la riduzione della perdita di filtrato in fluidi di perforazione abase olio | |
RU2266394C1 (ru) | Пенообразующий состав для глушения скважин | |
US4670164A (en) | Liquid polymer containing compositions for thickening aqueous systems | |
US3014863A (en) | Preparation of well completion and servicing fluid | |
RU2630007C2 (ru) | Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин | |
RU2222566C1 (ru) | Буровой раствор | |
JPS63264690A (ja) | 原油回収用薬剤および原油回収法 | |
Hayes et al. | Water-in-oil microemulsion drilling fluids |