NO963722L - Skumbar borefluid og fremgangsmåter ved anvendelse i boreoperasjoner - Google Patents
Skumbar borefluid og fremgangsmåter ved anvendelse i boreoperasjonerInfo
- Publication number
- NO963722L NO963722L NO963722A NO963722A NO963722L NO 963722 L NO963722 L NO 963722L NO 963722 A NO963722 A NO 963722A NO 963722 A NO963722 A NO 963722A NO 963722 L NO963722 L NO 963722L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling fluid
- approx
- drilling
- fluid
- water
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 119
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 110
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 37
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 30
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 19
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 15
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 13
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 11
- -1 alcohol sulphates Chemical class 0.000 claims description 8
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 4
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims description 4
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 claims 2
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 10
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 4
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 4
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 3
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 2
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010754 BS 2869 Class F Substances 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation 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
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- WOLATMHLPFJRGC-UHFFFAOYSA-N furan-2,5-dione;styrene Chemical class O=C1OC(=O)C=C1.C=CC1=CC=CC=C1 WOLATMHLPFJRGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000008384 inner phase Substances 0.000 description 1
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000008385 outer phase Substances 0.000 description 1
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
-
- 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
- C09K23/00—Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
- C09K23/017—Mixtures of compounds
-
- 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
- C09K8/38—Gaseous or foamed well-drilling compositions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår generelt borefluid, og mer spesifikt et skumbart borefluid for anvendelse i brønnoperasjoner slik som dypvannsoffshoreboring.
Tallrike fluider er kjent for anvendelse i boring av borehull. Konvensjonelt blir et borehull boret ved å anvende et borefluid som blir sirkulert gjennom borehullet; etter at borehullet er boret blir sirkulering av borefluid stoppet, brønnen blir logget og rørstrengen blir kjørt i borehullet. Etter at røret er kjørt, blir borefluidet i borrehullet rengjørt ved sirkulering av borefluid nedover gjennom det indre av røret og oppover gjennom ringrommet mellom det ytre av røret og veggene av borehullet, mens man fjerner faste stoffer fra boringen og gassen derfra. Primære sementeringsoperasjoner blir deretter gjennomført i borehullet, dvs. rørstrengen som er anbrakt i borehullet blir sementert ved anbringelse av en sementeringssammensetning i ringrommet mellom røret og veggene av borehullet.
Enkelfase (bare væske) vannbaserte borefluider blir vanligvis anvendt både på land og offshoreoperasjoner der tofase (væske og gass) ofte blir referert til som skummede borefluider som typisk blir anvendt bare i operasjoner ved boring på land. Konven-sjonell offshoreborefluider består av sjøvann som basisfluid og blir sirkulert fra brønn-ringrommet til sjøbunnen.
Offshorebrønnkompleteringer på dybder over 600 m ble ofte referert til som "dypvanns" operasjoner. I visse dypvannsoperasjoner slik som i Mexico Gulfen, er formasjonene der lederrøret blir sementert som er mindre enn 600 m under slamlinjen (BML), generelt geologisk unge og er ikke godt konsolidert. Formasjonene er generelt produktet av erosjon fra kontinentalsokkelen. Dette kan forårsake tallrike problemer ved sementering av foringen i borehullet.
Noen standardoffshoreboreoperasjoner for boring av lederforingsrørintervaller utnytter ikke et stigerør for returnering av borefluid til overflaten av slamtanken, da akseptable borefluider må være miljømessig sikre for retur til vannflaten. Som et resultat består de fleste offshoreborefluider hovedsakelig av sjøvann.
Tallrike offshoreboreproblemer er et resultat fra ikke å ha et stigerør for å returnere borefluider til slamtanken og fra å anvende primært sjøvann som borefluidet. Anvendelse av sjøvann alene tilveiebringer lite eller ikke noe fluidtapkontroll, og anvendelse av fluidtapadditiver sammen med dette er uøkonomisk fordi stigerør ikke blir anvendt og borefluidet blir tapt når det blir sirkulert til vannflaten. Fluidtap fra sjøvann basert på borefluid tillater at kaks og partikler blir sirkulert under boringen for å danne basis av en tykk slamfilterkake som bygges opp i ringrommet, og dette vanskelig-gjør langstidsintegriteten av sementjobbing på grunn av filterkakeoppbygging mot formasjonsflaten som frembringer en vei for uønsket vann- eller sandstrøm.
Tallrike fordeler blir oppnådd når en stabil tofase (væske og gass) skummet borefluid ble anvendt i offshoreboreoperasjoner. Det stabile skummede borefluidet, som består av et system analogt til en emulsjon med gass som den indre fasen og væske som den ytre fasen, har lavt fluidtap og dette resulterer i mindre filterkakeoppbygging i ringrommet av brønnen og bedre sementjobb. Skumvirkningen gir større volum til utgangsfluid-volumet. Større fluidvolumer forbedrer kaksfjerning fordi konsentrasjon av kaks i slammet ofte når et metningspunkt i disse boreoperasjonene. Ved metningspunktet er den eneste veien å fjerne ytre kaks fra brønnen og øke fluidvolumet som blir pumpet. Viskositet av det skummede borefluidet tillater effektiv løfting av relativt store partikler som har en diameter på flere centimeter. Dette karaktertrekket ved et skummet fluid er særlig viktig i store ringrom der et hvilket som helst fluid møter redusert hastighet og dermed redusert kapasitet til bæring av kaks. Tettheten på det skummede fluidet blir justert på enkel måte ved regulering av gassmengden som ble anvendt i skumming av fluidet for dermed å øke operasjonslettheten ved behandling. Minsket avlekking fra det skummede fluidet resulterer i mindre leiresvelling som således reduserer muligheter for utvasking av deler i borehullet. Det skummede fluidet har et lavere hydrostatisk trykk som reduserer sjanser for sprekkdannelse av formasjonen når lavsprekkgradienter er tilstede i borehullet.
Kjente skumborefluider blir anvendt i forbindelse med stigerør eller lignende for returnering av fluid til riggulvet. Skumfluider er således ustabile og nedbrytes når borevirkningen avtar eller fluidene blir returnert slik at kaks enkelt separeres fra det som returnerer og fluidet kan bli resirkulert i brønnen. Det ustabile skummede fluidet vil i tillegg frigjøre suspendert kaks og tillater at det returnerer ned i hullet dersom borevirkningen avstår mens fluidet er i borehullet. Foreliggende oppfinnelse skaffer tilveie et stabilt skummet fluid som ikke bryter ned og returnerer kaks nede i hullet dersom borevirkningen avtar, og dette er særlig ønskelig i borehull som har et stort ringrom. Til nå har ingen stabile skummede fluider blitt anvendt i operasjoner som har stigerør på grunn av volumet av det som returnerer vil være vanskelig å styre uten skumnedbrytning. I brønnoperasjoner uten stigerør, er det således ønskelig å skaffe tilveie et stabilisert skumborefiuid som er miljømessig sikkert siden det som returnerer blir sirkulert til havbunnen.
Det er videre ønskelig å ha et skummet borefluid som innbefatter hydrauliske materialer for oppsetting av filterkaken og omløpsslam for derved å hindre mange av problemene som er nevnt. Det hydrauliske materialet størkner filterkaken, reduserer filterkakepermeabilitet og skaffer tilveie bedre binding med konvensjonelle sementslurryer. Ikke desto mindre har det til nå ikke vært noe skummet borefluid som inneholder et hydraulisk materiale. Foreliggende oppfinnelse skaffer tilveie et stabilt og miljømessig sikkert skumbart borefluid. I tillegg blir det skaffet tilveie et borefluid som har et hydraulisk materiale, slik som Portland-sement, kieselholdig materiale som dampet silika, blestovnslag eller pozzolaner slik som flyveaske.
Borehull blir vanligvis boret ved å anvende en roterende krone knyttet til en streng av borerøret. Borerøret og kronen roteres og borefluid blir sirkulert nedover gjennom borerøret, gjennom åpninger i borekronen og deretter oppover gjennom ringrommet mellom borekrone og veggene av borehullet til overflaten. Borefluidet transporterer kaks produsert av borekronen til overflaten. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et stabilt og miljømessig sikkert skummet borefluid for anvendelse i offshoreboreoperasjoner der det skummede borefluidet blir sirkulert til havbunnen. Et foretrukket skumbart borefluid omfatter et startfluid laget fra en leire slik som bentonitt, attapulgitt eller sepiolitt og blir forhydratisert med ferskvann, sjøvann eller vanlige saltoppløsnin-ger. De foretrukkede skumbare borefluidene innbefatter sjøvann, et skummende overflateaktivt middel for skumming av fluidet og et stabiliserende overflateaktivt middel for stabilisering av det skummede fluidet. Skummidlet blir valgt fra gruppen bestående av a-olefinsulfonater, alkylpolyglykosider, alkoholsulfater eller salter av etoksylerte alkoholsulfater. En tilstrekkelig mengde stabiliserende middel, slik som kokoaminbetain, ble anvendt i fluidet for redusering av skumnedbryting ved borestans, redusering av filterkakeoppbygging og økning av bærekapasitet av kaks og andre faste stoffer.
I tillegg blir det tilveiebrakt et skumbart borefluid som innbefatter et hydraulisk materiale valgt fra gruppen bestående av Portland-sement, kieselholdige materialer som dampet silika, blestovnslag og pozzolaner slik som flyveaske. Det hydrauliske materialet størkner filterkaken og enhver omløpsslam, reduserer filterkakepermeabilitet, og tilveiebringer bedre binding med konvensjonelle sementslurryer.
Det er derfor et generelt mål med foreliggende oppfinnelse å skaffe tilveie en stabilisert skumboringsfluidsammensetning.
Et ytterligere mål med oppfinnelsen er å skaffe tilveie en skumbar borefluidsammensetning og fremgangsmåte ved anvendelse i dypvannsoffshoreboreoperasj oner. Et videre mål med oppfinnelsen er å skaffe tilveie et skumbart borefluid som inneholder et hydraulisk materiale.
Et annet mål med oppfinnelsen er å skaffe tilveie et skumbart borefluid som er miljømessig sikkert. Andre og ytterligere mål, trekk og fordeler ved foreliggende oppfinnelse vil fremkomme tydelig for personer med kunnskap innenfor fagområdet ved lesing av beskrivelsen av de foretrukkede utførelsesformene som følger.
Som nevnt over er skumborefluidsammensetningen og fremgangsmåten ved foreliggende oppfinnelse for anvendelse i brønnboringsopersjoner, og særlig i dypvannsoffshoreboring der et stigerør ikke blir utnyttet. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en stabil og miljømessig sikker skumbar borefluidsammensetning og fremgangsmåte for anvendelse av denne. I tillegg skaffer foreliggende oppfinnelse tilveie en skumbar borefluid som innbefatter et hydraulisk materiale.
Et foretrukket utgangsfluid omfatter en leire slik som bentonitt, attapulgitt eller sepiolitt som blir forhydratisert i ferskvann, sjøvann eller saltoppløsning for å danne en slurry. Vann, fortrinnsvis sjøvann, saltvann eller annen vanlig saltoppløsning, blir tilsatt utgangsfluidet i området fra ca. 0 bbl til ca. 2 bbl pr. bbl utgangsfluidslurry. Et skummende overflateaktivt middel for anvendelse i skuming av borefluid blir valgt fra gruppen bestående av a-olefinsulfonatet, alkylpolyglykosider, alkoholsulfater og salter av etoksylerte alkoholsulfater. Foretrukkede skumoverflateaktive midler er kommersielt tilgjengelige under handelsnavnet "AQF-2" og "CFA-S" fra Halliburton Energy Services i Duncan, Oklahoma. Andre tilgjengelig skummende overflateaktive midler innbefatter "FDP-C485", "HOWCO SUDS" og "SIMULSOL-10"; der "FDP-C485" og "HOWCO SUDS" overflateaktive midlene er tilgjengelige fra Halliburton Energy Services i Duncan, Oklahoma; og "SIMULSOL-10" overflateaktive midler er tilgjengelig fra Seppic, Inc., i Farfield, New Jersey. Konsentrasjon av det skummende overflateaktive midlet er i området fra ca. 1% til ca. 4 volum-% av vann (BVOW).
Det foretrukkede stabiliserende overflateaktive midlet består av cocoaminbetain og er tilgjengelig under handelsnavn "HC-2" fra Halliburton Energy Services i Duncan, Oklahoma. Konsentrasjon av det stabiliserende overflateaktive midlet er i området fra ca. 0,5% til ca. 2% BVOW. En tilstrekkelig mengde stabiliserende overflateaktivt middel som ble anvendt for stabilisering av det skummede borefluidet (dvs. det skummende borefluidet vil ikke brytes ned i betydelig grad i borehullet ved borestans). Baritt kan bli tilsatt borefluidsammensetningen som et veiemateriale for å oppnå en ønsket borefluidtetthet. I tillegg kan et hydraulisk materiale bli tilsatt sammensetningen der det hydrauliske materialet blir valgt fra en gruppe bestående av Portland-sement, kieselholdig materiale som dampet silika, blestovnslagg og pozzolaner slik som flygeaske. Barritt og/eller hydraulisk materiale blir tilsatt i borefluidet i en mengde som er nødvendig for å oppnå en ønsket tetthet av den uskummede borefluidsammensetningen. Tettheten av den uskummede borefluidsammensetningen kan være i området fra ca. 9 til ca. 17 Ibs/gal, mens tettheten av den skummede borefluidsammensetningen er i området fra ca. 6 til ca. 13 Ibs/gal. Den foretrukkede tettheten av det uskummede borefluidet er i området ca. 13 lb/gal til ca. 15 lb/gal, mens den foretrukkede skummede borefluidtettheten er ca. 9 lb/gal til ca. 12 lb/gal.
Forskjellige foretrukkede områder for borefluidsammensetningen er angitt under.
Foretrukkede områder for forskjellige materialer
Andre fluidtapskontrolladditiver slik som karboksymetylcellulose, stivelse, ko-polymer av NNDMA & AMPS, polyanionisk cellulose og/eller dispergeringsmidler slik som sulfonert styrenmaleinanhydrid og ligninbaserte materialer, kan bli utnyttet i borefluidet. Borefluidsammensetningen som her er tilveiebrakt blir forblandet ved å anvende konvensjonelt riggutstyr slik som slamboretanker og blir fortrinnsvis skummet ved å anvende en T-skumgenerator. T-skumgeneratoren er omfattet av en shokedyse (del nr. 439.00272), kjeramisk innsetting (del nr. 643.0355) og T-legeme (425.80463), hver av disse er tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Duncan, Oklahoma. T-skumgeneratoren innenfor nitrogen, sammenpresset luft eller annen egnet gass i borefluidsammensetningen.
Fremgangsmåtene ved anvendelse av den skumbare fluidsammensetningen i dypvanns-offshoreboreoperasjoner omfatter hovedsakelig trinnet med å bore et borehull; tilveiebringe et skumbart borefluid slik det her er beskrevet; skumming av borefluidet; og sirkulering av den skummede borefluidsammensetningen i borehullet. Det skummede fluidet kan bli anvendt i periodiske sveip av borehullet som med konvensjonelle borefluider. Det sirkulerende skummede borefluidet kan videre innbefatte det hydrauliske materialet som enten med aktivering eller over tid vil størkne filterkaken.
For ytterligere å illustrere foreliggende oppfinnelse, men ikke som begrensning, er følgende eksempler tilveiebrakt.
Eksempel 1
Dynamiske fluidtapstester ble gjennomført ved å anvende sveip av den skummende borefluidsammensetningen i foreliggende oppfinnelse ved en testtemperatur på 15,6°C og et trykk på 827,4 KPa. Oppskriftene på sammensetningene som ble undersøkt og testresultatene er angitt i tabell I, under.
Hver av sammensetningene inkluderte forhydratisert bentonitt (ved en konsentrasjon på 30 lb/bbl bentonitt i ferskvann), sjøvann og baritt, mens noen av sammensetningene innbefattet enten blestovnsslag, dampet silika eller flyveaske (klasse C). Forskjellige mengder av skummende overflateaktivt middel, stabiliserende overflateaktivt middel og ytterligere fluidtapsadditiver blir benyttet i testingen. Data indikerer gram av filtrat som blir samlet over tid ved å anvende en "METTLER" balanse.
Ved å referere til tabell I, vil man se at optimale filtratområder blir skaffet tilveie ved å anvende forskjellige konsentrasjoner av hydrauliske materialer og overflateaktive midler.
Eksempel II
Skumstabilitet og reologitester ble gjennomført ved romtemperatur dersom annet ikke er angitt, ved å anvende forskjellige skumborefluidsammensetninger inneholdende hydrauliske materialer som innbefatter enten flyveaske (klasse C), blestovnslagg, kompaktert silikat eller flyveaske (klasse F). Oppskriftene på sammensetningene som ble tilsett og testresultatene er angitt i tabellene II, III, IV og V, under.
Ved nå å referere til tabell II-V, kan man se at skumstabilitetene blir tilveiebrakt ved å anvende forskjellige hydrauliske materialer.
Foreliggende oppfinnelse som utnytter et skummet borefluid har mange fordeler, slik som økning av borefluidviskositet for rengjøring av borehullet og transportering av faste materialer, den bidrar til fluidtapskontroll til borefluidet, tilfører volum til det opprinne-lige fluid, gir gelstyrke for å stabilisere borehullet og minimalisere utvasking av regioner, og tillater enkel justering av borefluidtettheten.
Foreliggende oppfinnelse er velegnet til å oppnå målene og fordelene som er nevnt og de som foreligger. Selv om tallrike endringer kan gjøres av personer med kunnskap innenfor fagområdet, er slike endringer omfattet innenfor rekkevidden av oppfinnelsen slik det er definert i de etterfølgende kravene.
Claims (15)
1.
Skumbar borefluidsammensetning for anvendelse i boreoperasjoner, karakterisert ved at den omfatter:
et utgangsfluid som omfatter forhydratisert leire;
vann;
et skummende overflateaktivt middel for anvendelse i skumming av borefluidet;
og
et stabiliserende overflateaktivt middel for stabilisering av borefluidet etter at fluidet er skummet.
2.
Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at vannet blir valgt fra gruppen bestående av ferskvann, sjøvann og saltvann.
3.
Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at det skummende overflateaktive midlet blir valgt fra gruppen bestående av a-olefinsulfonater, alkylpolyglykosider, alkoholsulfater og salter av etoksylerte alkoholsulfater.
4.
Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at det skummende overflateaktive midlet er tilstede i borefluidet i en mengde i området fra ca.
1% til ca. 4 volum-% av vann.
5.
Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at det stabiliserende overflateaktive midlet omfatter kokoaminbetain.
6.
Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at det stabiliserende overflateaktive midlet er tilstede i borefluidet i en mengde i området fra ca. 0,5% til ca. 2 volum-% av vann.
7.
Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at det videre omfatter et hydraulisk materiale.
8.
Sammensetning ifølge krav 7, karakterisert ved at det hydrauliske materialet blir valgt fra gruppen bestående av Portland-sement, kieselholdig materiale, blestovnslag og pozzolaner.
9.
Sammensetning ifølge krav 7, karakterisert ved at det hydrauliske materialet er tilstede i borefluidet i en mengde som er nødvendig for å skaffe tilveie borefluidsammensetningen med en uskummet tetthet i området fra ca. 9 til ca. 17 Ibs/gal.
10.
Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at det videre omfatter barritt og et hydraulisk materiale.
11.
Sammensetning ifølge krav 10, karakterisert ved at barritt og det hydrauliske materialet er kollektivt tilstede i borefluidet i en mengde som er nødvendig til å tilveiebringe borefluidsammensetningen med en uskummet tetthet i området fra ca. 9 til ca. 17 Ibs/gal.
12.
Fremgangsmåte ved anvendelse av en skumbar borefluidsammensetning i dypvanns-offshoreboreoperasjoner, karakterisert ved at den omfatter trinnene med:
boring av et borehull;
tilveiebringelse av den skumbare borefluidsammensetningen som innbefatter et utgangsfluid som omfatter forhydratisert leire, vann, et skummende overflateaktivt middel for anvendelse i skumming av borefluidet, og et stabiliserende overflateaktivt middel for stabilisering av borefluidet etter at fluidet er skummet;
skumming av borefluidsammensetningen; og
sirkulering av det skummede borefluidet i borehullet.
13.
Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at det skummende overflateaktive midlet er tilstede i borefluidet i en mengde i området fra ca. 1% til ca. 4 volum-% av vann og blir valgt fra gruppen bestående av ct-olefinsulfonater, alkylpolyglykosider, alkoholsulfater og salter av etoksylerte alkoholsulfater.
14.
Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at det stabiliserende overflateaktive midlet omfatter kokoaminbetain og er tilstede i borefluidet i en mengde i området fra ca. 0,5 % til ca. 2 volum-% vann.
15.
Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at skumborefluidet innbefatter et hydraulisk materiale som er tilstede i borefluidet i en mengde som er nødvendig for å tilveiebringe borefluidsammensetningen med en uskummet tetthet i området fra ca. 9 til ca. 17 Ibs/gal, der det hydrauliske materialet blir valgt fra gruppen bestående av Portland-sement, silikatmateriale, blestovnslag og pozzolaner.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/525,885 US5716910A (en) | 1995-09-08 | 1995-09-08 | Foamable drilling fluid and methods of use in well drilling operations |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO963722D0 NO963722D0 (no) | 1996-09-06 |
NO963722L true NO963722L (no) | 1997-03-10 |
Family
ID=24095005
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO963722A NO963722L (no) | 1995-09-08 | 1996-09-06 | Skumbar borefluid og fremgangsmåter ved anvendelse i boreoperasjoner |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US5716910A (no) |
EP (1) | EP0761798A1 (no) |
CA (1) | CA2184959A1 (no) |
NO (1) | NO963722L (no) |
Families Citing this family (111)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2757426B1 (fr) * | 1996-12-19 | 1999-01-29 | Inst Francais Du Petrole | Composition moussante a base d'eau - procede de fabrication |
US5881826A (en) * | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
US6123159A (en) * | 1997-02-13 | 2000-09-26 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability |
US6302209B1 (en) * | 1997-09-10 | 2001-10-16 | Bj Services Company | Surfactant compositions and uses therefor |
US6152227A (en) * | 1997-10-24 | 2000-11-28 | Baroid Technology, Inc. | Drilling and cementing through shallow waterflows |
US6148917A (en) * | 1998-07-24 | 2000-11-21 | Actisystems, Inc. | Method of releasing stuck pipe or tools and spotting fluids therefor |
CA2316059A1 (en) | 1999-08-24 | 2001-02-24 | Virgilio C. Go Boncan | Methods and compositions for use in cementing in cold environments |
CA2318703A1 (en) | 1999-09-16 | 2001-03-16 | Bj Services Company | Compositions and methods for cementing using elastic particles |
US6244343B1 (en) | 2000-03-09 | 2001-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing in deep water offshore wells |
US6649571B1 (en) | 2000-04-04 | 2003-11-18 | Masi Technologies, L.L.C. | Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids |
US6668929B2 (en) | 2000-07-26 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells |
US6716282B2 (en) | 2000-07-26 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells |
US6666268B2 (en) | 2000-07-26 | 2003-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable drilling fluid compositions for drilling and cementing wells |
US6315042B1 (en) * | 2000-07-26 | 2001-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil-based settable spotting fluid |
US6562122B2 (en) * | 2000-09-18 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight well cement compositions and methods |
US6729405B2 (en) | 2001-02-15 | 2004-05-04 | Bj Services Company | High temperature flexible cementing compositions and methods for using same |
US6800592B2 (en) * | 2001-08-28 | 2004-10-05 | Intevep, S.A. | Polymer-enhanced foamable drilling fluid |
US8955619B2 (en) * | 2002-05-28 | 2015-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure drilling |
US7140439B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing remedial compositions |
US6964302B2 (en) | 2002-12-10 | 2005-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing cement composition |
US7048053B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite compositions having enhanced compressive strength |
US7147067B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing drilling fluids |
US7150321B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing settable spotting fluids |
US7544640B2 (en) * | 2002-12-10 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing treating fluid |
US7140440B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss additives for cement slurries |
US6889780B2 (en) | 2002-12-31 | 2005-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for drilling depleted sands with minimal drilling fluid loss |
AU2003263324A1 (en) | 2003-03-12 | 2004-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed compositions and methods of use in subterranean zones |
US6619399B1 (en) | 2003-03-12 | 2003-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed compositions and methods of use in subterranean zones |
US6668927B1 (en) * | 2003-03-21 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well completion foamed spacer fluids and methods |
US7143827B2 (en) * | 2003-03-21 | 2006-12-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well completion spacer fluids containing fibers and methods |
US7073584B2 (en) | 2003-11-12 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Processes for incorporating inert gas in a cement composition containing spherical beads |
US7448450B2 (en) * | 2003-12-04 | 2008-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling and cementing with fluids containing zeolite |
US7445669B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) |
US7607482B2 (en) * | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles |
US9512346B2 (en) | 2004-02-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement |
US20050241545A1 (en) * | 2004-04-28 | 2005-11-03 | Vargo Richard F Jr | Methods of extending the shelf life of and revitalizing lightweight beads for use in cement compositions |
US7297664B2 (en) * | 2004-07-28 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement-free zeolite and fly ash settable fluids and methods therefor |
US7293609B2 (en) * | 2004-10-20 | 2007-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising vitrified shale and methods of using such fluids in subterranean formations |
US9512345B2 (en) | 2004-10-20 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spacer fluids comprising pumicite and methods of using such fluids in subterranean formations |
US20100044057A1 (en) * | 2004-10-20 | 2010-02-25 | Dealy Sears T | Treatment Fluids Comprising Pumicite and Methods of Using Such Fluids in Subterranean Formations |
US7124822B2 (en) * | 2004-11-02 | 2006-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed completion fluids and methods |
US20060111245A1 (en) * | 2004-11-23 | 2006-05-25 | Carbajal David L | Environmentally friendly water based mud deflocculant/ thinner |
US7514390B2 (en) * | 2004-12-28 | 2009-04-07 | Conocophillips Company | Method for removing filter cake from a horizontal wellbore using acid foam |
US7373981B2 (en) | 2005-02-14 | 2008-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing with lightweight cement compositions |
US20060217270A1 (en) * | 2005-03-24 | 2006-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids comprising resilient material |
US7264053B2 (en) * | 2005-03-24 | 2007-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using wellbore servicing fluids comprising resilient material |
US7631692B2 (en) * | 2005-09-09 | 2009-12-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising a natural pozzolan and associated methods |
US9023150B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
US7213646B2 (en) * | 2005-09-09 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing compositions comprising cement kiln dust, vitrified shale, zeolite, and/or amorphous silica utilizing a packing volume fraction, and associated methods |
US7395860B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using foamed settable compositions comprising cement kiln dust |
US7335252B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
US9809737B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use |
US7789150B2 (en) * | 2005-09-09 | 2010-09-07 | Halliburton Energy Services Inc. | Latex compositions comprising pozzolan and/or cement kiln dust and methods of use |
US7174962B1 (en) | 2005-09-09 | 2007-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
US8672028B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement |
US8403045B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations |
US9676989B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions comprising cement kiln dust and tire-rubber particles and method of use |
US7353870B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) |
US7743828B2 (en) * | 2005-09-09 | 2010-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using cement kiln cement kiln dust in compositions having reduced Portland cement content |
US9006155B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
US7478675B2 (en) * | 2005-09-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods |
US8333240B2 (en) * | 2005-09-09 | 2012-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations |
US8505630B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating spacer fluids and methods of use |
US7607484B2 (en) * | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use |
US9051505B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
US8505629B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
US8327939B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and rice husk ash and methods of use |
US8609595B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for determining reactive index for cement kiln dust, associated compositions, and methods of use |
US9150773B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising kiln dust and wollastonite and methods of use in subterranean formations |
US8281859B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size |
US8950486B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use |
US8297357B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
US8522873B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
US7077203B1 (en) * | 2005-09-09 | 2006-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust |
US8555967B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for evaluating a boundary between a consolidating spacer fluid and a cement composition |
US8307899B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging and abandoning a well using compositions comprising cement kiln dust and pumicite |
US7836973B2 (en) * | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
US7381263B2 (en) | 2005-10-24 | 2008-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust |
US7337842B2 (en) * | 2005-10-24 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust |
US7296626B2 (en) * | 2005-11-08 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquid additive for reducing water-soluble chromate |
US7199086B1 (en) | 2005-11-10 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
US7284609B2 (en) * | 2005-11-10 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
US9382671B2 (en) | 2006-02-17 | 2016-07-05 | Andrew Ungerleider | Foamed glass composite material and a method for using the same |
US10435177B2 (en) | 2006-02-17 | 2019-10-08 | Earthstone International Llc | Foamed glass composite arrestor beds having predetermined failure modes |
US9376344B2 (en) * | 2006-02-17 | 2016-06-28 | Earthstone International, Llc | Foamed glass ceramic composite materials and a method for producing the same |
US7338923B2 (en) * | 2006-04-11 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable drilling fluids comprising cement kiln dust |
US7204310B1 (en) | 2006-04-11 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of use settable drilling fluids comprising cement kiln dust |
US9199879B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Serives, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
US9206344B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods utilizing nano-particles |
US8586512B2 (en) * | 2007-05-10 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-clay |
US9512351B2 (en) | 2007-05-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles |
US8685903B2 (en) * | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
US8476203B2 (en) * | 2007-05-10 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising sub-micron alumina and associated methods |
US20090110529A1 (en) * | 2007-10-31 | 2009-04-30 | M-I Llc | Pneumatic transfer of finely ground clay material |
US20090186781A1 (en) * | 2008-01-17 | 2009-07-23 | Hallibruton Energy Services, Inc., A Delaware Corporation | Drilling fluids comprising sub-micron precipitated barite as a component of the weighting agent and associated methods |
US8252729B2 (en) | 2008-01-17 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services Inc. | High performance drilling fluids with submicron-size particles as the weighting agent |
DE102010043409A1 (de) | 2010-11-04 | 2012-05-10 | Bayer Materialscience Aktiengesellschaft | Verfahren zur Herstellung von Polycarbonatpolyolen durch immortale Polymerisation von cyclischen Carbonaten |
AU2011355649C1 (en) * | 2011-01-18 | 2015-08-13 | Dsi Underground Systems, Inc. | Rock dusting compositions and methods of use thereof |
US9321664B2 (en) | 2011-12-20 | 2016-04-26 | Ecolab Usa Inc. | Stable percarboxylic acid compositions and uses thereof |
CN102796498B (zh) * | 2012-08-28 | 2014-04-09 | 西南石油大学 | 泡沫钻井液 |
US9410065B2 (en) | 2013-01-29 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Precipitated particles and wellbore fluids and methods relating thereto |
US10407988B2 (en) | 2013-01-29 | 2019-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
US9777207B2 (en) | 2013-01-29 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
CN103194191B (zh) * | 2013-03-29 | 2016-02-10 | 中国地质大学(武汉) | 一种基于纳米二氧化硅材料的泡沫钻井液 |
US9657522B2 (en) | 2013-03-29 | 2017-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of beneficiating drilling fluids comprising low- and high-quality clays |
WO2014172399A1 (en) * | 2013-04-17 | 2014-10-23 | M-I L.L.C. | Reversible foamed wellbore fluids |
US9321953B1 (en) | 2013-11-22 | 2016-04-26 | Fritz Industries, Inc. | Well cementing |
EP3154860B1 (en) | 2014-06-11 | 2021-06-30 | Earthstone International, LLC | Method of slowing an aircraft overrunning a runway, method of making an arresting system for airports and a runway safety area |
ITUB20159216A1 (it) | 2015-12-21 | 2017-06-21 | Mapei Spa | Additivo schiumogeno per il condizionamento del terreno in presenza di scavo meccanizzato per la realizzazione di gallerie |
WO2019209402A1 (en) * | 2018-04-25 | 2019-10-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Foam cap drilling methods |
CN109294536B (zh) * | 2018-11-16 | 2021-02-23 | 中联煤层气有限责任公司 | 用于三气裸眼开采的泡沫钻井液 |
Family Cites Families (29)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3130798A (en) * | 1960-01-21 | 1964-04-28 | Schramm Inc | Method for drilling bore holes |
US3275552A (en) * | 1963-04-23 | 1966-09-27 | Milchem Inc | Well treating composition and method |
US3299953A (en) * | 1964-07-24 | 1967-01-24 | Union Oil Co | Method of using a foaming agent in a cementing process |
US3313362A (en) * | 1965-02-03 | 1967-04-11 | Air Drilling Specialties Co | Method of and composition for use in, gas drilling |
US3463231A (en) * | 1968-02-12 | 1969-08-26 | Chevron Res | Generation and use of foamed well circulation fluids |
US3486560A (en) * | 1968-04-12 | 1969-12-30 | Chevron Res | Ammoniated foamed well circulation fluids and uses thereof |
US3557876A (en) * | 1969-04-10 | 1971-01-26 | Western Co Of North America | Method and composition for drilling and cementing of wells |
US3583483A (en) * | 1969-07-09 | 1971-06-08 | Chevron Res | Method for using foam in wells |
US3889764A (en) * | 1974-01-14 | 1975-06-17 | Charme Leon Du | Well drilling method and apparatus |
US3995705A (en) * | 1975-10-24 | 1976-12-07 | Union Oil Company Of California | Method of foam drilling using a di-substituted taurate foaming agent |
US4121664A (en) * | 1977-10-17 | 1978-10-24 | Union Oil Company Of California | Biodegradable foaming agent in drilling and workover operations |
US4121674A (en) * | 1977-10-17 | 1978-10-24 | Union Oil Company Of California | Method for foam drilling using a biodegradable foaming agent |
US4201678A (en) * | 1978-03-17 | 1980-05-06 | Union Oil Company Of California | Foam drilling and workover in high temperature wells |
FR2439230A1 (fr) * | 1978-10-17 | 1980-05-16 | Seppic Sa | Utilisation d'amines grasses pour ameliorer les proprietes des mousses, et les agents moussants ameliores contenant ces amines |
US4457375A (en) * | 1980-08-27 | 1984-07-03 | Cummins Mark A | Foam generating device for wells |
EP0070076B2 (en) * | 1981-07-13 | 1992-11-04 | THE PROCTER & GAMBLE COMPANY | Foaming dishwashing liquid compositions |
US4524002A (en) * | 1983-02-23 | 1985-06-18 | Gaf Corporation | Foaming agent |
US4681164A (en) * | 1986-05-30 | 1987-07-21 | Stacks Ronald R | Method of treating wells with aqueous foam |
US5049311A (en) * | 1987-02-20 | 1991-09-17 | Witco Corporation | Alkoxylated alkyl substituted phenol sulfonates compounds and compositions, the preparation thereof and their use in various applications |
US5113943A (en) * | 1989-11-27 | 1992-05-19 | Atlantic Richfield Company | Spacer fluids |
US5221489A (en) * | 1990-04-26 | 1993-06-22 | Atlantic Richfield Company | Sulfonated polymeric dispersant compositions for subterranean well drilling, completion, and cementing |
US5213160A (en) * | 1991-04-26 | 1993-05-25 | Shell Oil Company | Method for conversion of oil-base mud to oil mud-cement |
GB9110451D0 (en) * | 1991-05-14 | 1991-07-03 | Schlumberger Services Petrol | Cleaning method |
US5213161A (en) * | 1992-02-19 | 1993-05-25 | Halliburton Company | Well cementing method using acid removable low density well cement compositions |
FR2690709B1 (fr) * | 1992-04-30 | 1997-07-25 | Seppic Sa | Procede d'excavation de tunnels, utilisation d'un agent moussant et nouvel agent moussant. |
US5316083A (en) * | 1992-12-31 | 1994-05-31 | Shell Oil Company | Blast furnace slag spacer |
US5385206A (en) * | 1993-01-21 | 1995-01-31 | Clearwater, Inc. | Iterated foam process and composition for well treatment |
DE69420717T2 (de) * | 1994-08-04 | 2000-03-02 | Sofitech N.V., Antwerpen | Schaumbohrfluidum, Verfahren zur Herstellung und Bohrmethode |
US5513712A (en) * | 1994-11-08 | 1996-05-07 | Marathon Oil Company | Polymer enhanced foam drilling fluid |
-
1995
- 1995-09-08 US US08/525,885 patent/US5716910A/en not_active Expired - Fee Related
-
1996
- 1996-09-06 EP EP96306495A patent/EP0761798A1/en not_active Withdrawn
- 1996-09-06 NO NO963722A patent/NO963722L/no not_active Application Discontinuation
- 1996-09-06 CA CA002184959A patent/CA2184959A1/en not_active Abandoned
-
1997
- 1997-10-23 US US08/957,268 patent/US5851960A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US5716910A (en) | 1998-02-10 |
EP0761798A1 (en) | 1997-03-12 |
NO963722D0 (no) | 1996-09-06 |
CA2184959A1 (en) | 1997-03-09 |
US5851960A (en) | 1998-12-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO963722L (no) | Skumbar borefluid og fremgangsmåter ved anvendelse i boreoperasjoner | |
CA2307105C (en) | Drilling and cementing through shallow waterflows | |
EP0960259B1 (en) | Aphron-containing well drilling and servicing fluids | |
US6852676B1 (en) | Well completion foamed spacer fluids and methods | |
EP1176183B1 (en) | Oil-based settable spotting fluid | |
US20060258545A1 (en) | Well completion spacer fluids containing fibers | |
AU2007249942B2 (en) | Weighted zero solids loss circulation, fluid loss and insulating annular space fluid systems | |
EP1725739A1 (en) | Improved well fluids and methods of use in subterranean formations | |
WO2007132212A2 (en) | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor | |
US5065820A (en) | Control of lost circulation in wells | |
US3409093A (en) | Method of drilling wells | |
US5309997A (en) | Well fluid for in-situ borehole repair | |
WO1994009253A1 (en) | Composition for use in well drilling and maintenance | |
RU2146690C1 (ru) | Способ бурения скважины | |
RU2306414C2 (ru) | Способ временной изоляции интервала продуктивного пласта | |
NO20160243A1 (en) | Set-Delayed Cement Compositions Comprising Pumice and Associated Methods | |
WO2024112443A1 (en) | Lost circulation material package with tailored particle size distribution | |
MXPA99007467A (en) | Aphron-containing well drilling and servicing fluids | |
Austin | Drilling Fluids | |
NO811100L (no) | Skillesystem for bruk i oljebroenner. | |
NO157660B (no) | Vandig behandlingsvÿske for anvendelse ved komplettering og boring av borehull, og anvendelse av vÿsken ved innspr ting av en sementoppslemming i borehull. | |
NO311613B1 (no) | Fremgangsmåte for boring av et borehull ved anvendelse av et sirkulerende borefluid | |
NO176721B (no) | Fluid for anvendelse i petroleumsbrönner, samt fremgangsmåte for å bore en brönn | |
IES930633A2 (en) | Composition for use in well drilling and maintenance |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |