NO177012B - Vannbasert borefluid - Google Patents
Vannbasert borefluid Download PDFInfo
- Publication number
- NO177012B NO177012B NO891023A NO891023A NO177012B NO 177012 B NO177012 B NO 177012B NO 891023 A NO891023 A NO 891023A NO 891023 A NO891023 A NO 891023A NO 177012 B NO177012 B NO 177012B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling fluid
- water
- drilling
- oil
- alcohol
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 82
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 64
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 28
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 81
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 25
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 18
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 6
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 4
- FJNCXZZQNBKEJT-UHFFFAOYSA-N 8beta-hydroxymarrubiin Natural products O1C(=O)C2(C)CCCC3(C)C2C1CC(C)(O)C3(O)CCC=1C=COC=1 FJNCXZZQNBKEJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 3
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 24
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 22
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 22
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 22
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 12
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 12
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 11
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 10
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 8
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 7
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 4
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 4
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 4
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 4
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000005037 alkyl phenyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 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
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- -1 glycerol for example Chemical compound 0.000 description 1
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N monopropylene glycol Natural products CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920000223 polyglycerol Polymers 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 235000013772 propylene glycol Nutrition 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000000057 synthetic resin Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 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
- C09K8/24—Polymers
-
- 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
- C09K2208/22—Hydrates inhibition by using well treatment fluids containing inhibitors of hydrate formers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår et vannbasert borefluid. Nærmere bestemt angår oppfinnelsen et vannbasert borefluid som har forbedrede egenskaper som tillater boreoperasjoner ved lave temperaturer, forhindrer dannelse av gasshydrater som dannes ved lave temperaturer og høye trykk, reduserer spredning av leirskifer, noe som resulterer i forbedret borehullstabilitet, reduserer væsketap og er miljøvennlig.
Borefluider i form av olje-i-vann-emulsjoner (eller slam) inneholder vanligvis vann, olje, emulgator, leire eller polymerer og forskjellige additiver som regulerer borefluiders fysikalske, kjemiske og/eller reologiske egenskaper i borehull. Enhver type vandig borefluid kan omdannes til en borefluidemulsjon på den enkle måte at det tilsettes den ønskede mengde av olje og emulgator. Borefluidet tjener til å fjerne partikler, borekaks og lignende som produseres av en roterende borekrone, fra et borehull ved å sirkulere borefluidet nedover fra brønnens overflate, gjennom borestrengen og ut gjennom åpninger i borekronen, slik at borefluidet så sirkuleres opp-over i ringrommet mellom borehullets side og den roterende borestreng.
Utvelgelsen av et borefluid avhenger i første rekke av den geologiske formasjon hvor det bores og problemene i sammenheng med slike formasjoner. Det som i første rekke må tas hensyn til ved utvelgelsen av et borefluid er temperatur-betingelser ved boring, dannelse av gasshydrater, spredning av leirskifer, tap av borefluid og miljøkrav. Opprinnelig ble hensyntagen til temperatur ved boring av olje/gass-brønner forbundet med dype, varme brønner (>150°C). For boring på dypt vann og/eller i arktiske områder er lave temperaturer av be-tydning av to hovedgrunner: (1) boreslammet fryser på grunn av lav temperatur, spesielt hvis brønnen må avstenges i lengre tid, og (2) det dannes gasshydrater ved lave temperaturer og høye trykk etter innstrømmingen av gass.
Ved hjelp av den foreliggende oppfinnelse overvinnes disse og andre problemer, idet det tilveiebringes et borefluid som inneholder additiver som setter ned borefluidets frysepunkt i den hensikt å muliggjøre boreoperasjoner ved lave temperaturer, forhindre dannelse av gasshydrater som dannes ved lave temperaturer og høye trykk, forhindre spredning av leirskifer, noe som resulterer i øket borehullstabilitet, redusere tap av borefluid og derved redusere mengdene av andre additiver som forhindrer mulige væsketap (f.eks. gel-bentonitt, carboxymethylcellulose, stivelse) og er miljøvennlige.
Med oppfinnelsen tilveiebringes det således et vannbasert borefluid som inneholder vann, minst én av komponentene leire og polymer, emulgator og en olje-i-alkohol-emulsjon, og som er kjennetegnet ved at alkoholen har færre enn 8 hydroxygrupper og færre enn 16 carbonatomer, og at konsentrasjonen av alkohol er 1-60 vekt%, beregnet på borefluidets totalvekt.
Det nye borefluid inneholder en mengde av en alkohol, som for eksempel glycerol, og eventuelt et salt som er tilstrekkelig til å redusere borefluidets frysepunkt til en for-utbestemt verdi som vil motvirke de overfor omtalte mangler.
Borefluidet er anvendelig ved en fremgangsmåte for å bore en brønn, som innebærer at en borestreng roteres for boring av et borehull inn i formasjonen; et boreslam sirkuleres gjennom borestrengen og gjennom ringrommet mellom borestrengen og borehullets vegg; borefluidet kontrolleres for tegn på noen av de følgende problemer: frysing, dannelse av gasshydrater, spredning av leirskifer og væsketap; og tilsetning av polyglycerol og eventuelt glycerol og/eller et salt til borefluidet i en mengde som er tilstrekkelig til å overvinne de problemer som er omtalt ovenfor.
Oppfinnerne har således funnet at tilsetning av en alkohol som f.eks. glycerol og eventuelt et salt i en passende mengde til et vannbasert borefluid i betydelig grad senker frysepunktet på borefluidet og virker til å eliminere problemer med boreoperasjoner ved lav temperatur, forhindrer dannelse av gasshydrater som dannes ved lave temperaturer og høye trykk, forhindrer spredning av leirskifer, noe som resulterer i forbedret borehullstabilitet, reduserer tap av borefluid, noe som fører til at mengden av eventuelle andre additiver som reduserer tap av væske kan reduseres (f.eks. gelbentonitt, carboxymethylcellulose (CMC), stivelse) og er miljøvennlig. Borestrengen roteres således for boring av et borehull inn i formasjonen, mens et borefluid sirkulerer ned gjennom borestrengen og derfra opp gjennom ringrommet mellom borestrengen og borehullets vegg. Mens dette pågår, er det fordelaktig at en operatør kontrollerer eller observerer borefluidet for tegn på de forannevnte problemer. Alternativt kan det være kjent på forhånd at det foreligger spesielle problemer med formasjonen, og det vannbaserte borefluid i form av en olje-i-alkohol-emulsjon kan da benyttes for å overvinne disse problemer.
I de fleste tilfelle vil de mengder av olje-i-alkohol-emulsjon, som eventult inneholder salt, som kan anvendes i det vannbaserte borefluid bestemmes fra brønn til brønn. En konsentrasjon av alkohol i det vannbaserte borefluid i form av en olje-i-alkohol-emulsjon på 1 - 60 vekt%, eller fortrinnsvis 5-40 vekt% (vekt% basert på den totale vekt av borefluidet), og eventuelt salt fra 1 til 26 vekt%, eller fortrinnsvis 5-20 vekt%, vil redusere frysepunktet til borefluidet med 1 - 40° C. En konsentrasjon på 1 - 60 vekt%, eller fortrinnsvis 10-40 vekt% alkohol, og eventuelt fra 1-26 vekt%, eller fortrinnsvis 5-26 vekt% salt, vil forhindre dannelse av gasshydrater. En konsentrasjon på 1- 60 vekt%, eller fortrinnsvis 5-30 vekt% alkohol, og eventuelt fra 1 - 26 vekt%, eller fortrinnsvis 5-20 vekt% salt i borefluidet vil forhindre spredning av leirskifer. En konsentrasjon av 1 - 60 vekt%, eller fortrinnsvis 5-40 vekt% alkohol i borefluidet og eventuelt salt fra 1-26 vekt%, eller fortrinnsvis 5-15 vekt%, vil redusere tap av væske fra borefluidet gjennom borehullets vegg.
Forskjellige uorganiske salter er egnet for anvendelse ifølge oppfinnelsen. Disse omfatter, men er ikke begrenset til, NaCl, NaBr, KC1, CaCl2 og NaNC^. Blant disse foretrekkes NaCl. Erfaringer viser at en synergistisk effekt oppstår når et slikt salt brukes sammen med alkohol som en additivpakke for boreslam, dvs. at effekten er større enn summen av effektene av salt og alkohol hver for seg.
Alkoholen som anvendes i henhold til oppfinnelsen kan være hvilket som helst alkohol med mindre enn 8 hydroxygrupper og mindre enn 16 carbonatomer. Glycerol er mest foretrukket. Eksempler på andre alkoholer som kan benyttes omfatter isopropanol, ethylenglycol og 1,2-propandiol.
I henhold til oppfinnelsen kan enhver type vannbasert borefluid omdannes til en borefluidemulsjon ved tilsetting av den ønskede mengde olje, emulgator (overflateaktive midler) og alkohol (for eks. glycerol).
Borefluider i form av emulsjoner har mange fordeler fremfor vanlige borefluider. Fordelene omfatter, men er ikke begrenset til, øket borehastighet, lengre levetid for borekronen, færre rundtripper (dvs. det å ta boret helt opp og så ned igjen etter for eks. å ha skiftet borekrone), færre tiltrekninger på røret, mindre motstand i røret og forbedrede betingelser i hullet.
Emulgatorer (overflateaktive midler) som foretrekkes anvendt ved den foreliggende fremgangsmåte er dikvartære aminer, alkylfenyl-ethoxylater, alkohol-ethoxylater og amin-ethoxylater. I henhold til foreliggende oppfinnelse er det meget å foretrekke at en emulsjon av oljen, overflateaktivt middel og alkohol (for eks. glycerol) fremstilles først. Denne emulsjon emulgeres eller blandes så med vann. Emulgeringen foretas fortrinnsvis ved mekanisk bevegelse.
Et borefluids egenskaper bør være slik at borefluidet fremmer sikker og hurtig boring, samt ferdigstillelse av brønnen med maksimal produsjonskapasitet. Bruk av borefluider i form av emulsjoner med kontrollerte egenskaper medfører store utgifter, og for å utføre sin funksjon på en korrekt måte må borefluidet beskyttes mot virkningene av betingelser som frysing, dannelse av gasshydrater, spredning av leirskifer og væsketap. Bruk av alkohol/olje-emulsjon i et vannbasert borefluid som eventuelt inneholder salt beskytter uten vanskelighet borefluidet mot frysing og dannelse av gasshydrater ved at borefluidets frysepunkt senkes.
Når det gjelder spredning av leirskifer samt væsketap, understøtter bruken av alkohol/olje-emulsjon i et vannbasert borefluid, eventult inneholdende salt, avset-
ningen av en ugjennomtrengelig filterkake, og filterkaken forhindrer videre væsketap og spredning av leirskifer. Filterkaken virker i første rekke på grunn av dens ugjennomtrengelighet for vann. Dersom både formasjonens gjennomtrengelighet og væsketapsegenskapene for boreslammet er høye, vil store mengder væske strømme gjennom veggkaken og inn i den gjennomtrengelige formasjon og etterlate en tykk veggkake.
Denne kaken kan bli så tykk at den i vesentlig grad influerer på bevegelsen av borerøret når det trekkes tilbake og kan til og med resultere i at røret setter seg fast. Dersom en tykk kake dannes i forkant av den produserende formasjon, kan det hende at den ikke blir fjernet helt ved prosessen ved brønnens ferdigstillelse og den kan ha innflytelse på produksjonshas-tigheten for brønnen. Væsken som går inn i formasjonen kan også ha innflytelse. Dersom borefluidet er vannbasert og det bores i leirskifer og leire hvor det er mistanke om hydratdannelse, kan benyttelsen av borefluider med høyt væsketap resultere i at leirskiferen svulmer opp og blir tyngre, borehastigheten blir lavere, røret sitter fast, utfiskingsarbeider og til og med tap av hullet. Dersom den produserende formasjon inneholder leirer som kan danne hydrater, kan inntrengning av vann resultere i oppsvulming av leirpartiklene i den sandige formasjon og vedvarende tap av gjennomtrengelighet vil resultere i forringede produk-sjonsmengder. Tilsetningene som anvendes i det vannbaserte fluid ifølge oppfinelsen, løser lett slike problemer ved å øke filterkakens ugjennomtrengelighet for vann og derved minske borefluidets væsketapsegenskaper.
De følgende eksempler illustrerer borefluidet ifølge oppfinnelsen.
Tester for spredning av borekaks hvis resultater
er vist i tabell 1 og tabell 2, ble utført på følgende måte: Testevæsker og leirskiferborekaks av en bestemt størrelse (6 - 10 mesh) ble varmvalset i 45 sekunder ved 65° C. Etter varmvalsingen av leirskifer-testblandingen ble leirskiferen sortert ved hjelp av 10-, 30- og 80-mesh sikter og ble tørket. Resultatene er uttrykt som restprosent av den opprinnelige vekt (2,5 gram), og er vist i kolonnen "Eksper.".
Ferskvannet (FV) og den 0,150-m NaCl-oppløsning (NaCl) inneholdt 0,57 g/l XC-polymer som er et vannoppløselig polysaccharid, solgt under handelsnavnet "Kelzan XC" av Kelco Corp. for viskositetskontroll. Følgelig hadde alle testoppløsningene en viskositet på 2,0 centipoise målt med et Fann 35A viskosimeter.
Prosentene er alltid volumprosenter (v.%). "0" henviser til mineralolje brukt i forsøkene, "S" henviser til et ethoxylert talg-amin brukt som overflateaktivt middel i forsøkene, og "G" henviser til glycerol.
I tabell 1 er det vist data som indikerer at tilsetningen av glycerol, olje og overflateaktivt middel forsterker ytelsen når det gjelder forhindring av borekaks-spredning. Hver av komponentene olje, overflateaktivt middel og glycerol ble tilsatt hver for seg til ferskvann eller ferskvann med NaCl. For å bedømme den synergistiske effekt, ble prosenten av leirskifer som var igjen i ferskvannet trukket fra alle de andre testoppløsningene (resultatene er vist i kolonnen "Korr."). For å bestemme synergien mellom olje, overflateaktivt middel og glycerol, ble restprosenten (minus restprosenten i ferskvannet) av glycerol/ferskvann, olje/ferskvann og overflateaktivt middel/ferskvann, addert. Resultatet er en beregnet restverdi på 4,9%, se kolonne "Ber.". Dette er betydelig mindre enn det en fikk når alle tre komponentene ble tilsatt til den samme testoppløsning.
Når salt var tilstede, ble det funnet at restprosenten av de enkelte komponenter (glycerol, olje og overflateaktivt middel) i ferskvann (minus restprosenten i ferskvann) pluss NaCl i ferskvann (minus restprosenten i ferskvann) var en restprosent på 37,6. Dette var betydelig mindre enn det som ble observert når alle fire reagenser var i den samme testoppløsning. Disse resultater tyder på en synergistisk virkning av de forskjellige additiver som ble testet.
Testresultatene vist i tabell 1 tyder på at kombina-sjonen av disse additiver ikke bare var en forbedring, men også synergistisk når det gjelder å forhindre spredning av leirskifer.
Som en fremgangsmåte for forbedring av additivenes emulgering, ble det før tilsetting av fersk- eller saltvann fremstilt en emulsjon av mineralolje, glycerol og som overflateaktivt middel et ethoxylert talgsyreamin. Emulsjonen olje/overflateaktivt middel/glycerol, i tabellene oppført som O/G/S, ble fremstilt i et forhold 24/75/1 volum%. Denne emulsjon var stabil i ukesvis ved romtemperatur. Denne emulsjons effektivitet når det gjelder forhindring av spredning av borekaks er vist i tabell 2.
Emulsjonen ble testet med henblikk på forhindring av spredning av borekaks (tabell 2) fra to typer leirskifer. Resultatene indikerer at emulsjonen på en effektiv måte forhindrer spredning av leirskifer, og at det eksisterer et synergistisk forhold mellom tilstedeværelsen av glycerol og olje/overflateaktivt middel.
For å bedømme de synergistiske effekter, ble prosentinnholdet av leirskifer som var igjen i ferskvannet subtrahert fra alle de.andre testoppløsninger. For bestem-melse av synergi mellom olje, overflateaktivt middel og glycerol ble den restprosenten (minus restprosent i ferskvann, se kolonne "Korr;") av glycerol/ferskvann, olje/ ferskvann og overflateaktivt middel/ferskvann addert. Dette resultat er den beregnede verdi, se kolonne "Ber.". Denne verdi er tydelige lavere enn det som ble oppnådd når alle tre komponentene var i den samme testoppløsning.
Når salt var tilstede, ble det funnet at restpro-sentmengden av de enkelte komponenter (glycerol, olje og overflateaktivt middel) i ferskvann (minus restprosenten i ferskvann) pluss NaCl i ferskvann (minus restprosenten i ferskvann) representerte den beregnede gjenværende prosentmengde. Denne var tydelig mindre enn det som ble observert når alle fire reagenser var i den samme testoppløsning. Disse resultater tyder på at det er et synergistisk forhold mellom de forskjellige additiver som ble testet.
Tabell 3 viser resultatene av spredningstestene
for borekaks for Pierre leirskifer. Borekaks av størrelses-orden 6-10 mesh ble valset i testvæsken i 15 sekunder ved 65° C. Blandingen av testoppløsningen av leirskiferen sorteres så over 10-, 30- og 80-mesh sikter. Mengden som ble holdt tilbake på siktene adderes, og den tilbakeholdte prosentmengde beregnes i forhold til det opprinnelige utgangsmateriale (2,5 gram). Alle prøver ble varmvalset ved 65° C i den tid som er nevnt.
O/S benyttes som henvisning til 10 volumdeler mineralolje og 1 volumdel av et ethyoxylert talgsyreamin som overflateaktivt middel. O/S/G benyttes som henvisning til 6 volumdeler mineralolje, 93 volumdeler glycerol og 1 volumdel av et ethoxylert talgsyreamin som overflateaktivt middel. XC er en vannoppløselig polymer som inneholder polysaccharider, og som selges under handelsnavnet "Kelzan XC" av Kelco Corp. 20% NaCl er en oppløsning med 20 vekt% NaCl.
Tabell 3a viser en sammenligning av de forskjellige systemers evne til å forhindre spredning av borekaks fra Pierre leirskifer. Resultatene indikerer at glycerol/olje/ overflateaktivt middel er overlegent i forhold til alle de andre systemer for forhindring av spredning av borekaks fra denne leirskifer.
Tabell 4 angir data for senkningen av frysepunktet som indikerer at blandingen olje/glycerol/overflateaktivt middel senker frysepunktet på ferskvann og saltvann. Dette resultat tyder på at denne emulsjon kan brukes for å forhindre frysing av boreslam i kalde omgivelser. I tillegg tyder det på at denne emulsjon vil redusere sannsynligheten for dannelse av gasshydrater i borefluidet. 20% NaCl er en oppløsning med 20 vekt% NaCl. Denne oppløsning ble blandet i volumforhold med emulsjonen olje/glycerol/overflateaktivt middel. Emulsjonen olje/glycerol/overflateaktivt middel inneholder 94 volum% glycerol, 5 volum% olje og 1 volum% overflateaktivt middel. Frysepunktet ble bestemt ifølge ASTM D-1177-metoden.
I tabell 5 presenteres data som viser at emulsjonen glycerol/olje/overflateaktivt middel kan benyttes i en
boreslamformulering uten alvorlig endring av de opprinnelige reologiske egenskaper eller væsketapsegenskaper. Olje/glycerol/overf lateaktivt middel (O/G/S) ble emulgert i et forhold
på 5/94/1 volum%. Resinex er en vannløselig, varmestabil, syntetisk harpiks brukt mot væsketap ved høy temperatur solgt av MI Drilling Fluid Company. CLS benyttes som uttrykk for krom-lignosulfonat.
Væsketapstesten og testen for høyt trykk og for høy temperatur (HPHT) er beskrevet i API standard prosedyrene for felttesting av borefluid (RP 13B). Dette dokument beskriver videre bestemmelsesmetodene for skjærspenningen ved 600 RPM og ved 300 RPM (i lb/100 ft<2>), den plastiske viskositet (PV), flytegrense og gelstyrke etter 10 sekunder og etter 10 minutter (i lb/100 ft<2>). Et Fann 35A-viskosimeter benyttes.
Claims (3)
1. Vannbasert borefluid, inneholdende vann, minst én av komponentene leire og polymer, emulgator og en olje-i-alkohol-emulsjon,
karakterisert ved at alkoholen har færre enn 8 hydroxygrupper og færre enn 16 carbonatomer, og at konsentrasjonen av alkohol er 1-60 vekt%, beregnet på borefluidets totalvekt.
2. Vannbasert borefluid ifølge krav 1, karakterisert ved at alkoholen er glyserol.
3. Vannbasert borefluid ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at det dessuten inneholder 1-26 vekt% av et salt, beregnet på borefluidets totalvekt.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US16776888A | 1988-03-14 | 1988-03-14 |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO891023D0 NO891023D0 (no) | 1989-03-09 |
NO891023L NO891023L (no) | 1989-09-15 |
NO177012B true NO177012B (no) | 1995-03-27 |
NO177012C NO177012C (no) | 1995-07-05 |
Family
ID=22608749
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO891023A NO177012C (no) | 1988-03-14 | 1989-03-09 | Vannbasert borefluid |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
GB (1) | GB2216573B (no) |
NO (1) | NO177012C (no) |
Families Citing this family (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5083622A (en) * | 1988-03-14 | 1992-01-28 | Shell Oil Company | Method for drilling wells |
US5085282A (en) * | 1988-03-14 | 1992-02-04 | Shell Oil Company | Method for drilling a well with emulsion drilling fluids |
US5072794A (en) * | 1988-09-30 | 1991-12-17 | Shell Oil Company | Alcohol-in-oil drilling fluid system |
US5260269A (en) * | 1989-10-12 | 1993-11-09 | Shell Oil Company | Method of drilling with shale stabilizing mud system comprising polycyclicpolyetherpolyol |
US5058679A (en) * | 1991-01-16 | 1991-10-22 | Shell Oil Company | Solidification of water based muds |
US5673753A (en) * | 1989-12-27 | 1997-10-07 | Shell Oil Company | Solidification of water based muds |
US5423379A (en) * | 1989-12-27 | 1995-06-13 | Shell Oil Company | Solidification of water based muds |
US5076364A (en) * | 1990-03-30 | 1991-12-31 | Shell Oil Company | Gas hydrate inhibition |
US5076373A (en) * | 1990-03-30 | 1991-12-31 | Shell Oil Company | Drilling fluids |
US5371244A (en) * | 1991-03-19 | 1994-12-06 | Shell Oil Company | Polycondensation of dihydric alcohols and polyhydric alcohols and thermal condensation to form polyethercyclicpolyols |
US5302695A (en) * | 1991-03-19 | 1994-04-12 | Shell Oil Company | Polycondensation of epoxy alcohols with polyhydric alcohols and thermal condensation to form polyethercyclicpolyols |
US5302728A (en) * | 1991-03-19 | 1994-04-12 | Shell Oil Company | Polycondensation of phenolic hydroxyl-containing compounds and polyhydric alcohols and thermal condensation to form polyethercyclipolyols |
US5338870A (en) * | 1991-03-19 | 1994-08-16 | Shell Oil Company | Thermal condensation of polyhydric alcohols to form polyethercyclicpolyols |
US5286882A (en) * | 1992-10-13 | 1994-02-15 | Shell Oil Company | Polyethercyclicpolyols from epihalohydrins, polyhydric alcohols and metal hydroxides or epoxy alcohol and optionally polyhydric alcohols with addition of epoxy resins |
US5371243A (en) * | 1992-10-13 | 1994-12-06 | Shell Oil Company | Polyethercyclicpolyols from epihalohydrins, polyhydric alcohols, and metal hydroxides |
US5428178A (en) * | 1992-10-13 | 1995-06-27 | Shell Oil Company | Polyethercyclipolyols from epihalohydrins, polyhydric alcohols, and metal hydroxides or epoxy alcohols and optionally polyhydric alcohols with thermal condensation |
FR2697264B1 (fr) * | 1992-10-23 | 1994-12-30 | Inst Francais Du Petrole | Procédé pour réduire la tendance à l'agglomération des hydrates dans les effluents de production. |
WO1994024413A1 (en) * | 1993-04-08 | 1994-10-27 | Bp Chemicals Limited | Method for inhibiting solids formation and blends for use therein |
WO1994025727A1 (en) * | 1993-05-04 | 1994-11-10 | Bp Exploration Operating Company Limited | Hydrate inhibition |
WO2004111161A1 (en) * | 2003-06-06 | 2004-12-23 | Akzo Nobel N.V. | Gas hydrate inhibitors |
AU2015374408B2 (en) * | 2014-12-31 | 2020-01-02 | Kemira Oyj | Emulsions, treatment fluids and methods for treating subterranean formations |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4780220A (en) * | 1987-05-26 | 1988-10-25 | Hydra Fluids, Inc. | Drilling and completion fluid |
-
1989
- 1989-03-09 NO NO891023A patent/NO177012C/no unknown
- 1989-03-10 GB GB8905501A patent/GB2216573B/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB8905501D0 (en) | 1989-04-19 |
NO891023L (no) | 1989-09-15 |
NO891023D0 (no) | 1989-03-09 |
NO177012C (no) | 1995-07-05 |
GB2216573B (en) | 1992-02-05 |
GB2216573A (en) | 1989-10-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO177012B (no) | Vannbasert borefluid | |
NO177011B (no) | Vannbasert borefluid | |
US5723416A (en) | Well servicing fluid for trenchless directional drilling | |
US9574127B2 (en) | Wellbore fluid | |
US20030130133A1 (en) | Well treatment fluid | |
CA2564566C (en) | Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations | |
US8969260B2 (en) | Glycerol based drilling fluids | |
CN104559969B (zh) | 一种深水钻井液 | |
CA2115390C (en) | Fluid composition comprising a metal aluminate or a viscosity promoter and a magnesium compound and process using the composition | |
US11118094B2 (en) | Compositions and methods of use of water-based drilling fluids with increased thermal stability | |
Orun et al. | Drilling fluid design for depleted zone drilling: An integrated review of laboratory, field, modelling and cost studies | |
CN108728061A (zh) | 一种冻土层天然气水合物储藏复配型钻井液 | |
CN108611077A (zh) | 一种冻土区天然气水合物储藏复配型钻井液 | |
US10640694B2 (en) | Compositions and methods of making of shale inhibition fluids | |
CN108359433A (zh) | 一种冻土层水合物储藏聚乙烯醇复配型钻井液 | |
CN108359434A (zh) | 一种复配型冻土层水合物储藏聚乙烯醇钻井液 | |
CN108728060A (zh) | 一种冻土区天然气水合物储藏复配型钻井液 | |
CN108441190A (zh) | 一种冻土层天然气水合物储藏复配型钻井液 | |
CN108359427A (zh) | 一种海洋天然气水合物地层复配型钻井液 | |
CN108359431A (zh) | 一种冻土水合物储藏聚乙烯醇型钻井液 | |
CN108441193A (zh) | 一种海洋水合物储藏聚乙烯醇复配型钻井液 | |
Ismail et al. | The Effect of Viscosifiers on Shale Hydration for KCl-polymer Mud System |