NO327979B1 - Bronnbearbeidingsfluider og en fremgangsmate for a oke deres termiske stabilitet - Google Patents
Bronnbearbeidingsfluider og en fremgangsmate for a oke deres termiske stabilitet Download PDFInfo
- Publication number
- NO327979B1 NO327979B1 NO19985396A NO985396A NO327979B1 NO 327979 B1 NO327979 B1 NO 327979B1 NO 19985396 A NO19985396 A NO 19985396A NO 985396 A NO985396 A NO 985396A NO 327979 B1 NO327979 B1 NO 327979B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- potassium
- water
- polyalkylene glycol
- stated
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 119
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 24
- 238000012545 processing Methods 0.000 title description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 56
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 claims description 26
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 21
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 claims description 21
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 21
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 20
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 15
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims description 14
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 14
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 13
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 13
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 13
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M potassium acetate Chemical compound [K+].CC([O-])=O SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 7
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 6
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 6
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Chemical compound [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 5
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 claims description 4
- 235000011181 potassium carbonates Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000001508 potassium citrate Substances 0.000 claims description 4
- 229960002635 potassium citrate Drugs 0.000 claims description 4
- QEEAPRPFLLJWCF-UHFFFAOYSA-K potassium citrate (anhydrous) Chemical compound [K+].[K+].[K+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O QEEAPRPFLLJWCF-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 4
- 235000011082 potassium citrates Nutrition 0.000 claims description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 4
- ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L dipotassium hydrogen phosphate Chemical compound [K+].[K+].OP([O-])([O-])=O ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- IRXRGVFLQOSHOH-UHFFFAOYSA-L dipotassium;oxalate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C(=O)C([O-])=O IRXRGVFLQOSHOH-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000004323 potassium nitrate Substances 0.000 claims description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 4
- AIYUHDOJVYHVIT-UHFFFAOYSA-M caesium chloride Chemical compound [Cl-].[Cs+] AIYUHDOJVYHVIT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 2
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical group [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L calcium carbonate Substances [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 27
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 21
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 20
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 17
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 14
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 13
- 229920002594 Polyethylene Glycol 8000 Polymers 0.000 description 13
- 241000589634 Xanthomonas Species 0.000 description 13
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 13
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 11
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 11
- -1 glycol ethers Chemical class 0.000 description 9
- 229910000396 dipotassium phosphate Inorganic materials 0.000 description 8
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 7
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 7
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 5
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical compound OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 5
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 5
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 5
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 5
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 5
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 4
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 3
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 3
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 3
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 3
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 3
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 3
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 3
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 3
- 239000001341 hydroxy propyl starch Substances 0.000 description 3
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000013828 hydroxypropyl starch Nutrition 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 3
- LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-hydroxypropoxy)propoxy]propan-1-ol Chemical compound CC(O)COC(C)COC(C)CO LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000233866 Fungi Species 0.000 description 2
- 229920001612 Hydroxyethyl starch Polymers 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 2
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 2
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 2
- 229940050526 hydroxyethylstarch Drugs 0.000 description 2
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 2
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- XHXFXVLFKHQFAL-UHFFFAOYSA-N phosphoryl trichloride Chemical compound ClP(Cl)(Cl)=O XHXFXVLFKHQFAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 2
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 2
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 2
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 2
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 2
- 229920001592 potato starch Polymers 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 2
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 2
- FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 3-(2-hydroxy-3-methoxyphenyl)-2-[2-methoxy-4-(3-sulfopropyl)phenoxy]propane-1-sulfonic acid Chemical class COC1=CC=CC(CC(CS(O)(=O)=O)OC=2C(=CC(CCCS(O)(=O)=O)=CC=2)OC)=C1O FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VXEGSRKPIUDPQT-UHFFFAOYSA-N 4-[4-(4-methoxyphenyl)piperazin-1-yl]aniline Chemical compound C1=CC(OC)=CC=C1N1CCN(C=2C=CC(N)=CC=2)CC1 VXEGSRKPIUDPQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000589158 Agrobacterium Species 0.000 description 1
- 241000588986 Alcaligenes Species 0.000 description 1
- 241000143060 Americamysis bahia Species 0.000 description 1
- 229920000945 Amylopectin Polymers 0.000 description 1
- 241000186063 Arthrobacter Species 0.000 description 1
- 101100283604 Caenorhabditis elegans pigk-1 gene Proteins 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Malonic acid Chemical compound OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005819 Potassium phosphonate Substances 0.000 description 1
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000589516 Pseudomonas Species 0.000 description 1
- 241000589180 Rhizobium Species 0.000 description 1
- 241001558929 Sclerotium <basidiomycota> Species 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WNFHGZLVUQBPMA-JSCKKFHOSA-M Sodium glucuronate Chemical compound [Na+].O=C[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)C([O-])=O WNFHGZLVUQBPMA-JSCKKFHOSA-M 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 241000063699 Xanthomonas campestris pv. hederae Species 0.000 description 1
- 241000194062 Xanthomonas phaseoli Species 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IHBCFWWEZXPPLG-UHFFFAOYSA-N [Ca].[Zn] Chemical compound [Ca].[Zn] IHBCFWWEZXPPLG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005903 acid hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- IAJILQKETJEXLJ-QTBDOELSSA-N aldehydo-D-glucuronic acid Chemical class O=C[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)C(O)=O IAJILQKETJEXLJ-QTBDOELSSA-N 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 1
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 1
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940087373 calcium oxide Drugs 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 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
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 159000000006 cesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001212 derivatisation Methods 0.000 description 1
- 229940111685 dibasic potassium phosphate Drugs 0.000 description 1
- YXXXKCDYKKSZHL-UHFFFAOYSA-M dipotassium;dioxido(oxo)phosphanium Chemical compound [K+].[K+].[O-][P+]([O-])=O YXXXKCDYKKSZHL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 229920000578 graft copolymer Chemical class 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000011081 inoculation Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N levoglucosan Chemical group O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]2CO[C@@H]1O2 TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910000000 metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- UVGZJJKEELPWRH-JSCKKFHOSA-M potassium (2S,3S,4S,5R)-2,3,4,5-tetrahydroxy-6-oxohexanoate Chemical compound [K+].O=C[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)C([O-])=O UVGZJJKEELPWRH-JSCKKFHOSA-M 0.000 description 1
- 229960004109 potassium acetate Drugs 0.000 description 1
- 229940094035 potassium bromide Drugs 0.000 description 1
- 229940093956 potassium carbonate Drugs 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001698 pyrogenic effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005049 silicon tetrachloride Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical class [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- UGZADUVQMDAIAO-UHFFFAOYSA-L zinc hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Zn+2] UGZADUVQMDAIAO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910021511 zinc hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940007718 zinc hydroxide Drugs 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
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
-
- 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
- C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Road Repair (AREA)
- Lubricants (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører brønnbearbeidingsfluider som er anvendbare i forbindelse med boring, komplettering eller overhaling av olje- og gassbrenner, og vedrører spesielt vannbaserte fluider som inneholder en eller flere vannoppløselige polyalkylenglykoler og en ,eller flere polysakkarid-viskositetsøkere deri.
Oppfinnelsen vedrører også en fremgangsmåte for å øke den termiske stabiliteten av et vannbasert brønnborings- og vedlikeholdsfluid omfattende en biopolymer-viskositetsøker og en vannoppløselig polyalkylenglykol-skiferinhibitor som har en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000.
Under boring av en olje- og gassbrønn omfattende boring i en hydrokarbonbærende formasjon og under gjennomføring av kom-pletterings- og overhalingsoperasjoner i en brønn, er det viktig å benytte et fluid i borehullet som minimaliserer effekten av fluidet på formasjonene i kontakt med fluidet.
Se f.eks. avhandlingen av Eric van Oort med tittelen "Physico-Chemical Stabilization of Shales", Society of Petroleum Engineers (SPE) paper no. 37263.
Vannbaserte fluider som inneholder forskjellige glykoler og/eller glykoletere er blitt foreslått og de anvendes, og som har mye bedre skifer ("shale") stabiliserende egenskaper enn de tidligere kjente vannbaserte fluider. Se f.eks. følgende referanser: Perricone et al., US-patent nr.
4 963'273, Enright et al., US-patent nr. 5 007 489, Melear et al., US-patent nr. 5 120 708, "Water-Based Glycol Systems Acceptable Substitute for Oil-Based Muds", R. Bland, Oil & Gas Journal, 29. juni 1992, s. 54-56, 58, 59, "TAME: A New Concept in Water-Based Drilling Fluids for Shales", J. D. Downs et al., SPE 26699, "Glycol-Enhanced Water-Based Muds: Case History To Demonstrate Improved Drilling Efficiency in Tectonically Stressed Shales", A. J. Twynam et al., IADC/SPE 27451, "Mechanism of Shale Inhibition by Polyols in Water Based Drilling Fluid", P. I. Reid et al., SPE 28960, "Low Salinity Polyglycol Water-Based Drilling Fluids as
Alternatives to Oil-Based Muds", R. G. Bland et al., SPE/IADC 293 78, "Low Salinity Polyglycol Water-Based Drilling Fluids as Alternatives to Oil-Based Muds", R. Bland et al., IADC/SPE 26400, "Glycols Applied In A Broad Range of Drilling Fluids", S. Seaton, Harfs Petroleum Engineer International, March, 1997, s. 57-59, 61, "Improving HTHP Stability of Water Based Drilling Fluids"; Eric van Oort et al., SPE/IADC 37605.
Det er vel kjent at visse biopolymerholdige fluider er skjær-fortynnende og utviser en høy viskositet ved lav skjærhastighet og en lav viskositet ved høy skjærhastighet. En viskositet ved tilnærmet null skjærhastighet (0,06 til 0,11 sek"<1>) tilveiebringer en numerisk verdi relatert til et fluids evne til å suspendere partikler eller borekaks under statiske betingelser. I motsetning, relaterer viskositet målt ved skjærhastigheter over 20 sek"<1> til et fluids hullrenseevne under annulære strømningsbetingelser. Slike fluider har avgjørende vært vellykket for anvendelse i høyvinkel boring og horisontal boring. Se f.eks.: (1) "Drill-ln Fluids Improve High-Angle Well Production", Supplement to Petroleum Engineer International, mars, 1995, s. 5-11 og (2) "Soluble Bridging Particle Drilling System Generates Successful Completions in Unconsolidated Sand Reservoirs", J. Dobson og D. Kayga, presentert på den 5. Internasjonale konferansen vedrørende horisontal brønnteknologi, Amsterdam, Nederland, 14.-16. juli, 1993.
I Dobson, Jr. et al. US-patent nr. 5 616 541 er det angitt anvendelse av amorf silika som en viskositetsøker i kalsium-og sinkholdige høydensitet-saltfluider. I den samtidige US-patentsøknad etter James W. Dobson, Jr. et al., søknad nr. 08/512 675 innsendt 25/8-95, er det angitt tilveiebringelse av kalsium- og sinkholdige saltfluider som inneholder en eller flere polysakkaridpolymer-viskositetsøkere og en amorf silikaviskositetsøker deri.
Dobson Jr., US-patent nr. 5 514 644 omtaler den termiske ustabilitet til vandige polysakkaridholdige fluider.
Man har funnet at viskositeten til vannbaserte fluider med en eller flere polyglykoler oppløst deri og inneholdende en biopolymer-viskositetsøker avtar, særlig viskositeten ved lav skjærhastighet, ved aldring av fluidene ved økte temperaturer .
Et formål med den foreliggende oppfinnelse er således å tilveiebringe en fremgangsmåte for å øke den termiske stabilitet til vannbaserte brønnboringsfluider og vedlikeholdsfluider som inneholder en biopolymer-viskositetsøker og en vannopp-løselig polyalkylenglykol-skiferinhibitor med en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000, som er kjennetegnet ved at den omfatter innlemmelse i fluidet av en amorf silika-viskositetsøker i en mengde som er tilstrekkelig til å øke fluidets termiske stabilitet som målt ved viskositeten av fluidet ved den lave skjærhastighet 0,06 sek"<1> og hvori konsentrasjonen av polyalkylenglykol er tilstrekkelig til å gi fluidet en "Shale Stability Index" på minst omtrent 80.
Det er et annet formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe vannbaserte brønnboringsfluider og vedlikeholdsfluider som er kjennetegnet ved at de omfatter en vandig fase, en biopolymer-viskositetsøker og en vannoppløselig polyalkylenglykol-skiferinhibitor som har en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000, idet fluidet omfatter en amorf silika-viskositetsøker i en mengde som er tilstrekkelig til å øke fluidets termiske stabilitet som målt ved viskositeten av fluidet ved den lave skjærhastighet 0,06 sek"<1> og hvori konsentrasjonen av polyalkylenglykol er tilstrekkelig til å gi fluidet en "Shale Stability Index" på minst omtrent 80.
Fluidene utviser økt termisk stabilitet som indikert ved fluidets viskositet ved lav skjærhastighet.
Den ovennevnte "Shale Stability Index" er foretrukket minst omtrent 90.
Disse og andre formål med den foreliggende oppfinnelse som vil fremgå for en fagkyndig ved å lese den foreliggende beskrivelse oppnås ved å innlemme, i fluidene, en røksilika-viskositetsøker i en mengde som er tilstrekkelig til å øke fluidenes termiske stabilitet.
Blandingene kan omfatte, bestå i alt vesentlig av eller bestå av de angitte materialer. Fremgangsmåten kan omfatte, bestå i alt vesentlig av eller bestå av de angitte trinn med de angitte materialer.
Fremgangsmåten og fluidene i henhold til oppfinnelsen omfatter tilsetning av en amorf silika-viskositetsøker til et vannbasert fluid omfattende en biopolymer-viskositetsøker i en vannoppløselig polyalkylenglykoloppløsning. De tidligere kjente fluider hvortil det amorfe silika tilsettes for å øke den termiske stabilitet derav omfatter en vandig oppløsning av en vannoppløselig polyalkylenglykol inneholdende en biopolymer-viskositetsøker som er solubilisert og/eller dispergert deri.
Biopolymer-viskositetsøkeren som kan anvendes i utførelsen av den foreliggende oppfinnelse er foretrukket en xanthomonasgummi (xantangummi). Xanthomonasgummi er kommersielt tilgjengelig. Den anvendes i utstrakt grad som viskositetsøker og suspensjonsmiddel i en rekke fluider. Xanthomonasgummi kan dannes ved fermentering av karbohydrat med bakterier av slekten Xanthomonas. Representativt for disse bakterier er Xanthomonas campestris, Xanthomonas phaseoli, Xanthomonas mulvacearn, Xanthomonas carotoe, Xanthomonas traslucens, Xanthomonas hederae og Xanthomonas papavericoli. Gummien dannet ved bakterien Xanthomonas campestris er foretrukket for formålet ifølge foreliggende oppfinnelse. Fermenteringen omfatter vanligvis inokulering av en fermenterbar kultur inneholdende et karbohydrat, forskjellige mineraler og en nitrogen-fremskaffende forbindelse. En rekke modifikasjoner er vanlig anvendt i fermenteringsprosedyren og den påfølgende bearbeiding. På grunn av en rekke fermenteringsteknikker og forskjeller i bearbeidingsoperasjon som følger etter fermentering, vil forskjellige produksjons-partier av xanthomonasgummi ha noe forskjellige oppløselighets- og viskositetsegen-skaper. Xanthomonasgummier som kan anvendes i utførelsen av den foreliggende oppfinnelse er relativt hydratiserbare xanthomonasgummier.
Kolloidet er en polymer inneholdende mannose, glukose, gluku-ronsyresalter som kaliumglukuronat, natriumglukuronat eller liknende, og acetylradikaler. Man har funnet andre xantho-monasbakterier som danner den hydrofile gummi og hvilken som helst av xantangummiene og deres derivater kan også anvendes i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse. Xantangummi er et lineært polysakkarid med høy molekylvekt som er lett oppløselig i vann og gir et viskøst fluid.
Andre biopolymerer fremstilt ved virkningen av andre bakterier eller sopp på passende fermenteringsmedier kan anvendes i fluidene i henhold til den foreliggende oppfinnelse med den betingelse at de gir de ønskede termisk stabile reologiske egenskaper dertil. Dette kan lett bestemmes av en fagkyndig på området i overensstemmelse med læren i den foreliggende beskrivelse.
Betegnelsen "biopolymer" skal forstås til å bety et ekscellu-lært polysakkarid med høy molekylvekt, i overkant av 500.000, dannet ved fermenteringen av en karbohydratkilde under inn-virkning av bakterier eller sopp. Representative mikroorganismer er slekten Xanthomonas, Pseudomonas, Agro-bacterium, Arthrobacter, Rhizobium, Alcaligenes, Beijerincka og Sclerotium. Et succinoglukan-type polysakkarid dannet ved mikroorganismer som NCIB 11592 og NCIB 11883 er kommersielt tilgjengelig. En schleroglukan-gummi er kommersielt tilgjengelig fra SanofiBio-Industries som Actigum CS 6 DF.
Den vannoppløselige polyalkylenglykol som kan anvendes ved utførelsen av den foreliggende oppfinnelse velges generelt fra gruppen omfattende polyetylenglykoler, polypropylen-glykoler, polytetrametylenglykoler, etylenoksyd-proplylen-oksyd-kopolymerer, alkohol-initierte etylenoksydpolymerer, alkohol-initierte propylenoksydpolymerer, amin-initierte etylenoksydpolymerer og/eller blandinger derav, hvor polyalkylenglykol en har en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000. Polyalkylenglykolen er foretrukket polyetylenglykol med en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000, foretrukket fra omtrent 4000 til omtrent 10000. Blandingen av en polyetylenglykol med en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000 med vannoppløselige polyalkylenglykoler med lavere molekylvekt, som tripropylenglykol, har særlig anvendbarhet i fluidene ifølge oppfinnelsen.
Den amorfe silika-viskositetsøker, som er kjent og akseptert innen teknikken, er avledet ved enten en flytende-fase prosess eller en damp-prosess. Silika oppnådd ved damp-proses-sen betegnes røksilika eller pyrogen silika. Produktet oppnådd ved den flytende prosess er kategorisert som sili-kageler og presipiterte silikaer.
Silika må, for å være et effektivt tykningsmiddel, ha en fin størrelse. Med fin størrelse menes at silika må ha et par-tikkelstørrelsesområde som er under 100 millimikron. Disse silikamaterialer kan enten opprinnelig ha denne lille partik-kelstørrelse, eller de kan lett deaggregere eller desinte-grere til denne lille partikkelstørrelse når de blandes i den væske som skal underkastes fortykning. Svært anvendbare silika-tykningsmidler er generelt blitt dannet ved pyrogene teknikker. Disse silikaer er det termiske spaltings-silis-iumprodukt av silisiumtetraklorid. En viktig egenskap med disse pyrogene silikamaterialer er at de er løst aggregert til omtrent 0,5 til 5 [ im størrelse, men når de blandes inn i en væske vil de lett deaggregere til partikkelstørrelser under 100 millimikron.
Silika-tykningsmidler er også blitt produsert ved hjelp av aerogel prosesser. Disse er generelt ikke så gode i tykningsvæsker som pyrogene silikaer.
US-patent nr. 4 216 113 omhandler en modifisert hydrogel-prosess som danner silika-tykningsmidler med en partikkel-størrelse i området fra 0,5 til 5 ( im. De deaggregeres lett ved konvensjonell blanding til partikkelstørrelser som er mindre enn 100 millimikron. En kommersielt tilgjengelig presipitert silika-viskositetsøker er HI-SIL T-600, et produkt fra PPG Industries, Inc. Den har en gjennomsnittlig endelig partikkelstørrelse på 21 millimikron og en gjennomsnittlig agglomereringsstørrelse på 1,6 /im.
De pyrogene røksilikaer er foretrukne.
Fluidene i henhold til oppfinnelsen inneholder eventuelt, men foretrukket, ett eller flere tilsetningsstoffer for regulering av filtreringstap, et partikkelformet tettingsmiddel og en alkalisk bufferforbindelse. De foretrukne tilsetningsstoffer for regulering av filtreringstap er polymerer.
Polymere tilsetningsstoffer for regulering av filtreringstap som anvendes i bore- og vedlikeholdsfluider er såkalte vann-oppløselige polymerer som omfatter pre-gelantinert stivelse, stivelsesderivater, cellulosederivater, lignocellulosederivater og syntetiske polymerer. Representative stivelsesderivater omfatter: hydroksyalkylstivelser som hydroksyetyl-stivelse, hydroksypropylstivelse, hydroksypropylkarboksy-metylstivelse, de lett tverrbundne derivater derav og liknende, karboksymetylstivelse og de lett tverrbundne derivater derav, kationiske stivelser som de tertiære amino-alkyleterderivater av stivelse, de lett tverrbundne derivater derav og liknende. Representative cellulosederivater omfatter karboksymetylcellulose med lav molekylvekt og liknende. Representative lignocellulosederivater omfatter alkalimetall- og jordalkalimetallsalter av lignosulfonsyre og pode-kopolymerer derav. Representative syntetiske polymerer omfatter vinylsulfonatkopolymerer og polymerer inneholdende andre sulfonatmonomerer.
De foretrukne polymere tilsetningsstoffer for regulering av filtreringstap som anvendt i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse er stivelseseterderivater som hydroksyetyl-stivelse, hydroksypropylstivelse, dihydroksypropylstivelse, karboksymetylstivelse, hydroksyalkylkarboksymetylstivelse, og kationiske stivelser og de lett tverrbundne derivater av disse stivelsesetere.
Det polymere tilsetningsstoff for regulering av filtreringstap er foretrukket et stivelseseterderivat som har blitt tverrbundet i noen grad, slik som med epiklorhydrin, fosfor-oksyklorid, oppløselige trimetafosfater, lineære dikarboksyl-syreanhydrider, N,N<1->metylenbisakrylamid og andre reagenser som inneholder to eller flere funksjonelle grupper som er istand til å reagere med minst to hydroksylgrupper. Det foretrukne tverrbindingsmiddel er epiklorhydrin. Behand-lingsmengden er generelt fra 0,005% til 0,1% stivelse for å gi en lav grad av tverrbinding på omtrent en tverrbinding pr. 200 til 1000 anhydroglukoseenheter. Tverrbindingen kan gjennomføres før eller etter at stivelsen er derivatisert. I tillegg kan stivelsen modifiseres ved syre- eller enzym-hydrolyse eller oksydasjon til å gi et stivelsesmolkeyl for derivatisering med en lavere molekylvekt og som er delvis depolymerisert. Alternativt kan stivelseseterderivatet modifiseres ved syrehydrolyse eller oksydasjon til å gi et stivelseseterderivat med lavere molekylvekt. Boken med tittelen "Modified Starches: Properties and Uses" av 0. B. Wurzburg, 1986 (CRC Press, Inc., Boca Raton, Florida, USA) er en utmerket informasjonskilde vedrørende fremstillingen av stivelsesderivater.
Som indikert inneholder de foretrukne fluider i henhold til oppfinnelsen et partikkelformet tettingsmiddel. Partikkel-størrelsesfordelingen av tettingsmiddelet må være tilstrekkelig for å kunne strekke seg over og forsegle porene i de underjordiske formasjoner i kontakt med fluidet. Størrelses-området bør omfatte enkelte svært fine partikler og enkelte partikler som er store nok til å strekke seg over de største porer i hovedsakelig alle permeable jordformasjoner annet enn dem som er kjennetegnet ved problemer med sirkulasjonstap. Slike "svært fine" partikler har foretrukket størrelser fra omtrent 0,01 til omtrent 2 /zm og slike partikler med tet-tingsstørrelse har foretrukket størrelser fra omtrent 2 /im til mindre enn omtrent 800 /im. De svært fine partikler vil bevirke til å nedsette permeabiliteten av filterkaken så snart den begynner å dannes. Dette resulterer i ekstremt tynne filterkaker som avsatt ved fluidene i henhold til oppfinnelsen.
Mengden av partikler og størrelsesfordeling og område for disse partikler bør være slik at "mud spurt" (invasjonen av formasjonen med helfluid mens en filterkake dannes) er relativt liten. "Mud spurt" er lav når fluidet inneholder en passende fordeling av partikkelstørrelser i tettings-størrel-sesområdet og en passende total andel, i størrelsesorden av minst 1 vekt%, av faste partikler. Tettingsmiddelet må ikke være oppløselig i fluidet.
Representative syreoppløselige tettingsmidler omfatter kalsiumkarbonater, dolomitt (kalsium/magnesiumkarbonat), jernkarbonat og andre karbonater, så vel som vannoppløselige metalloksyder eller hydroksyder.
Eventuelt, men foretrukket, inneholder fluidene i henhold til oppfinnelsen en alkalisk buffer. Den alkaliske buffer kan være ethvert alkalisk partikkelmaterial med en lav vannopp-løselighet som vil reagere med syrene for å nedsette fluidenes surhet. Representative alkaliske buffere er magnesiumoksyd, kalsiumoksyd, sinkoksyd, kalsinert dolomitt, magne-siumhydroksyd, kalsiumhydroksyd, sinkhydroksyd, hydratisert dolomittkalk (kalsium/magnesiumhydroksyd), og liknende, foretrukket sinkoksyd eller magnesiumoksyd. Mest foretrukket er bufferen magnesiumoksyd. Fluidene bør utvise en pH i området fra omtrent 7,0 til omtrent 11,0.
Fluidene i henhold til oppfinnelsen kan inneholde hvilket som helst av de kjente vannuoppløselige vektmidler som innen teknikken er kjent til å gi den ønskede densitet.
Fluidene i henhold til oppfinnelsen kan inneholde små konsentrasjoner av vannoppløselige salter som øker fluidenes skiferstabiliserende egenskaper. De foretrukne er kalium-salter, særlig dibasisk kaliumfosfonat (K2HP04) , kaliumcitrat, kaliumacetat, kaliumkarbonat, kaliumbromid, kaliumnitrat, kaliumoksalat, kaliumformat og kaliumklorid. Andre alkali-metallsalter som natrium- og cesiumsalter som er liknende kaliumsaltene (dvs. med det samme anion) kan også anvendes.
Konsentrasjonen av oppløselig salt som kan innlemmes i fluidene i henhold til oppfinnelsen avhenger av den spesielle polyalkylenglykol, og dens molekylvekt, som er tilstede i fluidet og av konsentrasjonen av polyalkylenglykolen. Generelt, når molekylvekten til polyalkylenglykolen og/eller konsentrasjonen av polyalkylenglykolen øker, vil konsentrasjonen av vannoppløselig salt som kan være tilstede i fluidet avta. En altfor høy konsentrasjon av det vannoppløselige salt gir fluider som er ustabile ved økte temperaturer. Den konsentrasjonen av salt som fluidet kan inneholde kan lett bestemmes av en fagkyndig på området ved å anvende vel kjente industriprosedyrer.
"Shale Stability Index" for fluidene i henhold til oppfinnelsen kan økes ytterligere ved tilsetning av forskjellige polyoler med lav molekylvekt til fluidene, som f.eks. polyalkylenglykoler med lav molekylvekt (som omtalt i det foregående), alkylenglykoler, glyserin, polyglyserin o.l.
Fluidene i henhold til oppfinnelsen har utmerkede miljø-egenskaper, de utviser en LC50 som er større enn 500.000 ppm evaluert ved "the Drilling Fluid Toxicity 96-hour Range-Finding Test" med Mysidopsis bahia reke.
Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kan utføres ved å tilsette amorft silika, foretrukket et røksilika, til et vannbasert brønnborings- og vedlikeholdsfluid inneholdende en biopolymer-viskositetsøker og en vannoppløselig polyalkylenglykol av de typer som er angitt heri. Alternativt kan biopolymeren, den vannoppløselige polyalkylenglykol og røk-silika tilsettes i en hvilken som helst rekkefølge til et vandig fluid for å fremstille et fluid som utviser økt termisk stabilitet sammenlignet med et fluid som ikke inneholder amorft silika. Biopolymeren er foretrukket dispergert og hydratisert i det vandige basisfluid før tilsetning av polyalkylenglykolen dertil.
Oppfinnelsen skal også forstås på bakgrunn av de etterfølg-ende spesifikke eksempler.
I disse eksempler og i denne beskrivelse, kan følgende for-kortelser anvendes: API = American Petroleum Institute, bbl = 42 gallon barrel (159 1), ibm/bbl = pounds per barrel (2,85 kg/m<3>), gal = gallon (3,79 1), m<3> = kubikkmeter, °F = grader Fahrenheit, % = prosent, kg/m<3> = kilogram pr. kubikkmeter, PV = API plastisk viskositet i centipoise, YP = API flytegrense i pound pr. 100 square feet (i 0,454 kg per 9,29 m<2>), 10"/10' geler = 10 sek/10 min gelstyrke i pounds pr. 100 square feet, LSRV = Brookfield lav skjærhastighetsviskositet ved 0,3 omdreininger pr. min, 0,06 sek-<1> i centipoise, SSI = Shale Stability Index, HTHP = høy temperatur høyt trykk, PEG = polyetylenglykol, M.W. = molekylvekt, wt. = vekt, vol. = volum.
Den plastiske viskositet, flytegrensen og gelstyrkene ble oppnådd ved prosedyrer som er angitt i API's rekommanderte
praksis 13B-1. LSRV ble oppnådd for fluid ved anvendelse av et Brookfield Model LVTDV-I viskosimeter med en nr. 2 spindel ved 0,3 omdreininger pr. min. LSRV er indikasjon på fluidets suspensjonsegenskaper, desto større LSRV desto bedre er suspensjonen av faststoffer i fluidet. Shale Stability Index oppnås ved anvendelse av følgende prosedyre:
SKIFERKJERNE FREMSTILLING
1. Tilsett 10,0 g salt til 300 ml springvann i en Waring blander og rør inntil oppløsning.
2. Tilsett 100,0 g Pierre skifer til NaCl slurryen.
3. Bland slurryen på en Waring blander i 4 min.
4. Sett opp en sementcelle med filterpapir og en grov sikt i endene. Hell slurryen inn i cellen og anbring et stempel på slurryen. Plasser cellen i en HTHP varme-kappe ved romtemperatur og påfør 6890 kPa (1000 psi) på slurryen for å filtrere væskedelen. Cellen må forbli i ro i minimum 48 t. 5. Fjern rekonstituert skiferkjerne fra cellen. Bryt kjernen ned til prøver på 19,0 og 19,5 g. 6. Anbring et lite stykke filterpapir på begge sider av skiferen i en Carver trykkdyseanordning og press ved 137800 kPa (20.000 psi). Fjern kjernen fra anordningen og anbring i 28,6 mm (1 1/8 inch) pvc plugger (kjerne-holder). 7. Press kjernen inn i pvc pluggene på Carver pressen med 6890 kPa (1000 psi).
8. Skrap overskudd av skifer fra toppen av kjernen.
9. Anbring skiferkjernene i en ovn ved 65°C i 4 t.
10. Anbring kjernene i en eksikator som inneholder mettet natriumformat med en relativ fuktighet mellom 6.0%. og ... 63%. Prøvene blir i eksikatoren i minimum 48 t.
SSI VERDIER:
1. Skiferkjernene fjernes fra eksikatoren og anbringes på bunnen av et penetrometer. Konus og dybdemåler for penetrometeret nedsettes 3 8 mm til nær toppen av kjerneprøven. Et Universal Precision penetrometer med bredde 25 mm, lengde 2,77 mm, 45 g konus anvendes. 2. Konus innstilles med reguleringsskruesammenstillingen til å bli i flukt med kjernens overflate. Skiferen nullstilles med konusen. Konusen og dybdemåleren økes til topposisjon. 3. Armen (klutsj) frigis, med fall av konus. Dybdemåleren senkes inntil måleren stanser og avleseren registreres.
Denne prosedyre gjentas ytterligere to ganger og gjennomsnittet av de tre avlesninger beregnes. Dette er den initiale penetreringsdybde.
4. En fluidprøve fremstilles.
5. Kjerneprøven festes til lokket av et oppbevaringsglass med silikon og aldres i minimum 15 min. for at silikonen skal herde. 6. Den fluide prøve tilsettes til et oppbevaringsglass og lokket med kjernen skrus tett på. Oppbevaringsglasset anbringes i en roterende ovn ved 66°C i 16 t. 7. Prøven fjernes fra den roterende ovn og holdes opp ned slik at skiferen forblir neddyppet i fluidene inntil prøvene er blitt avkjølt. 8. Oppbevaringsglass-lokket med den festede kjerne anbringes på bunnen av penetrometeret. Et papirhåndkle anvendes for å tørke av overskuddsfluid på toppen av kj erneprøven. 9. Trinn 1-3 gjentas for å bestemme den endelige penetreringsdybde.
10. Formel for SSI verdier er som følger:
Bemerk: 210 er penetreringsdybden oppnådd ved å behandle kjerneprøven i deionisert vann.
I eksemplene og tabellene er stivelsesderivatene som følger: Modifisert stivelse I er et tverrbundet eterderivat av en delvis depolymerisert stivelse som anført i Dobson, Jr. et al. US-patent nr. 5 641 728; modifisert stivelse II er en pregelatinert tverrbundet amylopektinstivelse; og modifisert stivelse III er en epiklorhydrin tverrbundet hydroksypropylstivelse som anført i Dobson, Jr. et al. US-patent nr. 4 822 500.
Eksempel 1
Fluider ble fremstilt i springvann inneholdende 3,57 kg/m<3 >xantangummi, 2,85 kg/m<3> røksilika, 10,71 kg/m3 modifisert stivelse I, 57,96 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat og konsentrasjonene av polyetylenglykol med molekylvekt 8000 (PEG 8000) fremsatt i tabell A. Disse fluider ble initialt og etter 16 timers varmrulling ved 66°C evaluert med hensyn på pH og reologiske egenskaper. Shale Stability Index (SSI) for fluidene ble evaluert initialt. Dataene som oppnås er fremsatt i tabell A. Fluid 1, som ikke inneholder nr. PEG 8000, er ikke et eksempel i henhold til oppfinnelsen.
Sammenligningseksempel 1
Fluider ble fremstilt som i eksempel 1 med unntak av at intet røksilika var innlemmet i fluidene. De oppnådde data er fremsatt i sammenligningstabell A.
Sammenligning av dataene i tabell A og sammenligningstabell A indikerer den økte termiske stabilitet gitt til fluidene ved innlemmelse av røksilika deri som vist ved fluidenes reologiske egenskaper, særlig LSRV.
Eksempel 2
Fluider ble fremstilt som inneholdt 0,1558 m<3> av en 10,7 volum* PEG 8000 oppløsning, 3,57 kg/m<3> xantangummi, 2,85 kg/m<3 >røksilika, 10,71 kg/m<3> modifisert stivelse I, 57,86 kg/m<3 >størrelsessortert kalsiumkarbonat og 2,85 kg/m<3> av de vann-oppløselige salter som angitt i tabell B. Fluidene ble evaluert som i eksempel 1 og de oppnådde data er fremsatt i tabell B.
Dataene indikerer at det dibasiske kaliumfosfat, kaliumcitrat, kaliumacetat, kaliumkarbonat og kaliumbromid økte "Shale Stability Index" til fluidet. Kaliumkloridet, skjønt det økte ovennevnte indeks, ødela fullstendig fluidet ved varmrulling ved 66°C.
Eksempel 3
Fluider ble fremstilt som inneholdt 0,1558 m<3> av en 9,24 volum% PEG 8000 oppløsning, 3,57 kg/m<3> xantangummi, 2,85 kg/m<3 >røksilika, 17,13 kg/m<3> modifisert stivelse som indikert i tabell C, 2,85 kg/m<3> magne siumoksyd, 2,85 kg/m3 K2HP04, 57,1 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat og 0,00017 m<3>/m<3 >silikon-skumnedsetter. Fluidene ble evaluert som i eks. 1. De oppnådde data er angitt i tabell C.
Dataene indikerer at fluidene i henhold til oppfinnelsen har utmerket termisk stabilitet og skiferstabiliserende egenskaper.
Eksempel 4
Fluider ble fremstilt som inneholdt 0,1526 m<3> av polyetylen-glykoloppløsningen som fremsatt i tabell D, 3,57 kg/m<3 >xantangummi, 2,85 kg/m3 røksilika, 8,57 kg/m<3> modifisert stivelse I, 2,85 kg/m<3> K2HP04, 57,1 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat, 0,00143 m<3>/m<3> silikon-skumnedsetter, og konsentrasjonene av dipropylenglykol, magnesiumoksyd og PEG 8000 er fremsatt i tabell D. "Shale Stability Index" som utvist ved fluidene ble evaluert og dataene er angitt i tabell D.
Eksempel 5
Fluider ble fremstilt som inneholdt konsentrasjonene av 9,24 volum% PEG 8000 og glyserin som angitt i tabell E,
2,855 kg/m<3> xantangummi, 11,42 kg/m<3> pregelatinert potetstivelse, 2,855 kg/m<3> magnesiumoksyd, 2,855 kg/m<3> K2HP04,
51,4 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat og 2,855 kg/m<3 >røksilika. Fluidene ble evaluert som i eks. 1. De oppnådde data er angitt i tabell E.
Dataene indikerer at fluidene i henhold til oppfinnelsen har utmerket termisk stabilitet og skiferstabiliserende egenskaper.
Eksempel 6
Fluider ble fremstilt som inneholdt konsentrasjonene av 9,24 volum% PEG 8000 oppløsning og en blanding av dipropylenglykol og tripropylenglykol som angitt i tabell F, 3,57 kg/m<3 >xantangummi, 10,7 kg/m3 modifisert stivelse nr. 1, 2,855 kg/m<3 >kalsiumkarbonat, 58,0 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat
og 2,855 kg/m<3> røksilika. Fluidene ble evaluert som i eks.
1. Dataene er angitt i tabell F.
Dataene indikerer igjen at fluidene i henhold til oppfinnelsen har utmerket termisk stabilitet og skiferstabiliserende egenskaper.
Eksempel 7
0,1558 m<3> av 9,24 volum% PEG 8000, 3,57 kg/m<3> xantangummi, 0,00143 m3/m<3> silikon-skumnedsetter, 5,71 kg/m<3> MgO,
2,855 kg/m<3> K2HP04, 57 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat og konsentrasjonene av røksilika, presipitert silika, modifisert stivelse nr. 1, modifisert stivelse nr. 2 er som angitt i tabell G. De oppnådde data er angitt i tabell G.
Tabell C
0,1558 m<3> av 9,24 vol.% PEG 8000, 3,57 kg/m<3> xantan-
gummi, 17,13 kg/m<3> indikert stivelsesderivat, 2,85 kg/m<3> MgO, 57,1 kg/m<3> størrelsessortert CaC03, 2,85 kg/m<3> K2HP04, 2,85 kg/m<3> røksilika, 0,00017m3/m<3> skumnedsetter
Tabell D
0,1526 m<3> indikert PEG oppløsning, 3,57 kg/m<3> xantangummi, 8,57 kg/m<3> modifisert stivelse I, 2,85 kg/m<3> røksilika, 2,85 kg/m<3> K2HP04, 57,1 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat, 0,00143 m<3>/m<3> silikon-skumnedsetter, og de indikert konsentrasjoner av magnesiumoksyd, dipropylenglykol (DPG) og PEG 8000
Tabell E
0,0779 m3 av 9,24 vol.% PEG 8000, indikert konsentrasjon av vann og/eller glyserin, 2,85 kg/m<3> xantangummi, 11,42 kg/m3 pregelatinert potetstivelse, 2,85 kg/m<3 >magnesiumoksyd, 2,85 kg/m<3> K2HP04, 5,4 kg/m3 størrelses-sortert kalsiumkarbonat, 2,85 kg/m3 røksilika
Tabell F
Indikert konsentrasjon av 9,24 vol.% PEG 8000 og
en blanding av dipropylenglykol og triprolypen-glykol, 10,7 kg/m<3> stivelsesderivat nr. I, 3,57 kg/m<3 >xantangummi, 2,85 kg/m<3> K2C03, 2,85 kg/m<3> røksilika og 58,0 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat
Tabell G
0,1558 m<3> av 9,24 vol.% PEG 8000, 3,57 kg/m<3> xantan-
gummi, 5,71 kg/m<3> MgO, 2,85 kg/m<3> K2HP04, 57 kg/m<3 >størrelsessortert kalsiumkarbonat, 0,00143 m<3>/m<3> silikon-skumnedsetter og de indikerte konsentrasjoner av røksilika, presipitert silika, modifisert stivelse nr. l og modifisert stivelse nr. 2.
Claims (14)
1. Fremgangsmåte for å øke den termiske stabiliteten av et vannbasert brønnborings- og vedlikeholdsfluid omfattende en biopolymer-viskositetsøker og en vannopp-løselig polyalkylenglykol-skiferinhibitor som har en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000, karakterisert ved at den omfatter innlemmelse i fluidet av en amorf silika-viskositetsøker i en mengde som er tilstrekkelig til å øke fluidets termiske stabilitet som målt ved viskositeten av fluidet ved den lave skjærhastighet 0,06 sek"<1> og hvori konsentrasjonen av polyalkylenglykol er tilstrekkelig til å gi fluidet en "Shale Stability Index" på minst omtrent 80.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori konsentrasjonen av polyalkylenglykol er tilstrekkelig til å gi fluidet en "Shale Stability Index" på minst omtrent 90.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 eller 2, hvori polyalkylenglykolen er en polyetylenglykol.
4. Fremgangsmåte som angitt i krav ett eller flere av kravene 1 til 3, som omfatter innlemmelse i fluidet av et vannoppløselig salt.
5. Fremgangsmåte som angitt i krav 4, hvori det vannopp-løselige salt er et kaliumsalt.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 4, hvori det vannopp-løselige salt er valgt fra gruppen omfattende dikalium-hydrogenfosfat, kaliumcitrat, kaliumacetat, kaliumkarbonat, kaliumbromid, kaliumnitrat, kaliumoksalat, kaliumformat, natriumbromid, cesiumklorid og blandinger derav.
7. Vannbasert brønnborings- og vedlikeholdsfluid, karakterisert ved at det omfatter en vandig fase, en biopolymer-viskositetsøker og en vann-oppløselig polyalkylenglykol-skiferinhibitor som har en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000, idet fluidet omfatter en amorf silika-viskositetsøker i en mengde som er tilstrekkelig til å øke fluidets termiske stabilitet som målt ved viskositeten av fluidet ved den lave skjærhastighet 0,06 sek"<1> og hvori konsentrasjonen av polyalkylenglykol er tilstrekkelig til å gi fluidet en "Shale Stability Index" på minst omtrent 80.
8. Fluid som angitt i krav 7, hvori konsentrasjonen av polyalkylenglykol-skiferinhibitoren er tilstrekkelig til å gi fluidet en "Shale Stability Index" på minst omtrent 90.
9. Fluid som angitt i krav 7 eller 8, hvori polyalkylenglykolen er en polyetylenglykol.
10. Fluid som angitt i ett eller flere av kravene 7 til 9, som ytterligere omfatter et vannoppløselig salt.
11. Fluid som angitt i krav 10, hvori det vannopp-løselige salt er kaliumsalt.
12. Fluid som angitt i krav 10, hvori det vannopp-løselige salt er valgt fra gruppen omfattende dikalium-hydrogenfosfat, kaliumcitrat, kaliumacetat, kaliumkarbonat, kaliumbromid, kaliumnitrat, kaliumoksalat, kaliumformat, natriumbromid, cesiumklorid og blandinger derav.
13. Fluid som angitt i krav 7, hvori biopolymer-viskosi-tetsøkeren er en xantangummi og hvori fluidet videre omfatter et stivelseseterderivat-tilstningsstoff for regulering av filtreringstap.
14. Fluidet som angitt i krav 13, hvori det amorfe silika er et røksilika.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/975,118 US6103671A (en) | 1997-11-20 | 1997-11-20 | Glycol solution drilling system |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO985396D0 NO985396D0 (no) | 1998-11-19 |
NO985396L NO985396L (no) | 1999-05-21 |
NO327979B1 true NO327979B1 (no) | 2009-11-02 |
Family
ID=25522715
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19985396A NO327979B1 (no) | 1997-11-20 | 1998-11-19 | Bronnbearbeidingsfluider og en fremgangsmate for a oke deres termiske stabilitet |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6103671A (no) |
EP (1) | EP0921171B1 (no) |
AR (1) | AR017412A1 (no) |
AU (1) | AU737805B2 (no) |
CA (1) | CA2252161C (no) |
DE (1) | DE69822089T2 (no) |
DK (1) | DK0921171T3 (no) |
ID (1) | ID21297A (no) |
NO (1) | NO327979B1 (no) |
Families Citing this family (34)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6242389B1 (en) * | 1997-04-14 | 2001-06-05 | Bp Chemicals Limited | Ethers |
FR2774385B1 (fr) * | 1998-02-02 | 2000-08-18 | Schlumberger Cie Dowell | Compositions liquides viscosifiantes ou gelifiantes de facon reversible sous l'effet de cisaillement |
US20030130133A1 (en) * | 1999-01-07 | 2003-07-10 | Vollmer Daniel Patrick | Well treatment fluid |
US6489270B1 (en) | 1999-01-07 | 2002-12-03 | Daniel P. Vollmer | Methods for enhancing wellbore treatment fluids |
US6247543B1 (en) * | 2000-02-11 | 2001-06-19 | M-I Llc | Shale hydration inhibition agent and method of use |
US6609578B2 (en) | 2000-02-11 | 2003-08-26 | Mo M-I Llc | Shale hydration inhibition agent and method of use |
US20030017953A1 (en) * | 2001-06-11 | 2003-01-23 | Horton Robert L. | Thermal extenders for well fluid applications involving synthetic polymers |
US7050166B2 (en) * | 2001-11-02 | 2006-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Calcium carbonate imaging technique |
US6831043B2 (en) * | 2002-01-31 | 2004-12-14 | M-I Llc | High performance water based drilling mud and method of use |
US7028771B2 (en) * | 2002-05-30 | 2006-04-18 | Clearwater International, L.L.C. | Hydrocarbon recovery |
EP1532223A1 (en) * | 2002-08-28 | 2005-05-25 | Grain Processing Corporation | Drilling fluid, apparatus, and method |
US7387985B2 (en) * | 2003-03-31 | 2008-06-17 | M-I L.L.C. | Monovalent cation-containing well fluids |
US7306039B2 (en) * | 2003-08-13 | 2007-12-11 | Bj Services Company | Methods of using crosslinkable compositions |
US7084092B2 (en) * | 2003-08-25 | 2006-08-01 | M-I L.L.C. | Shale hydration inhibition agent and method of use |
US20050101491A1 (en) * | 2003-11-11 | 2005-05-12 | Vollmer Daniel P. | Cellulosic suspensions employing alkali formate brines as carrier liquid |
US20050101490A1 (en) * | 2003-11-11 | 2005-05-12 | Vollmer Daniel P. | Cellulosic suspensions of alkali formate and method of using the same |
US7268101B2 (en) * | 2003-11-13 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formate based liquid gel concentrates |
US7749941B2 (en) * | 2003-12-24 | 2010-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for improving performance of aqueous and polymer based fluids at high temperatures |
US7825072B2 (en) * | 2004-04-24 | 2010-11-02 | Halliburton Energy Services Inc. | Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations |
US7879767B2 (en) * | 2004-06-03 | 2011-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Additives for hydrate inhibition in fluids gelled with viscoelastic surfactants |
US7195065B2 (en) * | 2004-08-05 | 2007-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizing crosslinked polymer guars and modified guar derivatives |
US7868167B2 (en) | 2005-11-01 | 2011-01-11 | Cp Kelco U.S., Inc. | High viscosity diutan gums |
EP1954250A2 (en) * | 2005-11-01 | 2008-08-13 | Andries Hanzen | Films and capsules made from modified carboxymethycellulose materials and methods of making same |
MX2009012724A (es) * | 2007-05-31 | 2009-12-16 | Hercules Inc | Composicion aditiva de perdida de fluido de cemento para pozo petrolifero. |
US20090131287A1 (en) * | 2007-11-16 | 2009-05-21 | Smith Kevin W | Inhibiting hydration of shale using a polyol and potassium formate |
US8316939B2 (en) * | 2008-08-20 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method of installing sand control screens in wellbores containing synthetic or oil-based drilling fluids |
EP2199360A1 (en) * | 2008-12-16 | 2010-06-23 | BP Exploration Operating Company Limited | Aqueous carrier fluid |
US8685900B2 (en) * | 2009-04-03 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using fluid loss additives comprising micro gels |
EP2473555A4 (en) * | 2009-09-01 | 2014-10-08 | Rhodia Operations | POLYMER COMPOSITIONS |
MX2011003494A (es) * | 2011-03-31 | 2011-07-28 | Protexa S A De C V | Sistema de fluido de alta presion-alta temperatura libre de solidos para la perforacion, terminacion y reparacion de pozos petroleros y de gas. |
WO2014011549A2 (en) * | 2012-07-09 | 2014-01-16 | M-I L.L.C. | Insulating annular fluid |
WO2014020061A1 (en) * | 2012-07-31 | 2014-02-06 | Basf Se | Method of enhanced oil recovery |
WO2015047210A1 (en) * | 2013-09-24 | 2015-04-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert emulsion drilling fluids with fumed silica and methods of drilling boreholes |
US10640694B2 (en) | 2017-02-03 | 2020-05-05 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods of making of shale inhibition fluids |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4216113A (en) * | 1973-01-18 | 1980-08-05 | W. R. Grace & Co. | Process for preparing thickening grade of silica and process of using same |
US4425241A (en) * | 1981-02-18 | 1984-01-10 | Phillips Petroleum Company | Drilling fluids |
US4561985A (en) * | 1982-06-28 | 1985-12-31 | Union Carbide Corporation | Hec-bentonite compatible blends |
US4963273A (en) * | 1987-12-04 | 1990-10-16 | Baker Hughes Incorporated | Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same |
US5007489A (en) * | 1990-04-27 | 1991-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid methods and composition |
US5120708A (en) * | 1991-03-06 | 1992-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Non-poluting anti-stick water-base drilling fluid modifier and method of use |
US5728652A (en) * | 1995-02-10 | 1998-03-17 | Texas United Chemical Company, Llc. | Brine fluids having improved rheological charactersitics |
US5616541A (en) * | 1995-02-10 | 1997-04-01 | Texas United Chemical Company, Llc. | Low solids, high density fluids for well drilling |
US5728654A (en) * | 1995-08-25 | 1998-03-17 | Texas United Chemical Company, Llc. | Stabilized fluids containing soluble zinc |
US5804535A (en) * | 1997-06-09 | 1998-09-08 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids and methods of increasing the low shear rate viscosity thereof |
-
1997
- 1997-11-20 US US08/975,118 patent/US6103671A/en not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-10-28 CA CA002252161A patent/CA2252161C/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-11-04 AU AU91340/98A patent/AU737805B2/en not_active Expired
- 1998-11-11 ID IDP981475A patent/ID21297A/id unknown
- 1998-11-18 AR ARP980105849A patent/AR017412A1/es active IP Right Grant
- 1998-11-19 DE DE69822089T patent/DE69822089T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1998-11-19 DK DK98309495T patent/DK0921171T3/da active
- 1998-11-19 NO NO19985396A patent/NO327979B1/no not_active IP Right Cessation
- 1998-11-19 EP EP98309495A patent/EP0921171B1/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO985396D0 (no) | 1998-11-19 |
AR017412A1 (es) | 2001-09-05 |
DK0921171T3 (da) | 2004-07-12 |
ID21297A (id) | 1999-05-20 |
CA2252161A1 (en) | 1999-05-20 |
DE69822089D1 (de) | 2004-04-08 |
AU9134098A (en) | 1999-06-03 |
NO985396L (no) | 1999-05-21 |
US6103671A (en) | 2000-08-15 |
AU737805B2 (en) | 2001-08-30 |
DE69822089T2 (de) | 2004-09-30 |
CA2252161C (en) | 2009-09-29 |
EP0921171A1 (en) | 1999-06-09 |
EP0921171B1 (en) | 2004-03-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU737805B2 (en) | Glycol solution drilling system | |
CA2218214C (en) | Stabilized fluids containing soluble zinc | |
US5728652A (en) | Brine fluids having improved rheological charactersitics | |
EP0884369B1 (en) | Well drilling and servicing fluids and methods of increasing the low shear rate viscosity thereof | |
US5616541A (en) | Low solids, high density fluids for well drilling | |
US5629271A (en) | Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing fluids | |
US6124244A (en) | Clear brine drill-in fluid | |
US9574127B2 (en) | Wellbore fluid | |
CA2178766C (en) | Control of the fluid loss of well drilling and servicing fluids | |
CA2406784C (en) | Method of increasing the low shear rate viscosity and shear thinning index of divalent cation-containing fluids and the fluids obtained thereby | |
AU4894800A (en) | Divalent cation-containing well drilling and servicing fluids | |
US7033976B2 (en) | Fluid system additive | |
EP1071732B1 (en) | Drilling fluids |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |