NO822414L - AROUND BROWN FLUIDS. - Google Patents
AROUND BROWN FLUIDS.Info
- Publication number
- NO822414L NO822414L NO822414A NO822414A NO822414L NO 822414 L NO822414 L NO 822414L NO 822414 A NO822414 A NO 822414A NO 822414 A NO822414 A NO 822414A NO 822414 L NO822414 L NO 822414L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- approx
- composition according
- aqueous
- hydroxyethyl starch
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 54
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 79
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 57
- 229920001612 Hydroxyethyl starch Polymers 0.000 claims description 39
- 229940050526 hydroxyethylstarch Drugs 0.000 claims description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 21
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 17
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 14
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 10
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims description 8
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 8
- 125000004181 carboxyalkyl group Chemical group 0.000 claims description 8
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims description 8
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 8
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 8
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 8
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 8
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 claims description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 6
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 5
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 4
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 claims description 3
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 claims description 3
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 claims description 3
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 claims 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 claims 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 17
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 13
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 10
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 7
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 7
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 4
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 4
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 4
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 4
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 3
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical class N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 229920003064 carboxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000011243 crosslinked material Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 2
- 229920001592 potato starch Polymers 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002261 Corn starch Polymers 0.000 description 1
- 240000006394 Sorghum bicolor Species 0.000 description 1
- 241000589634 Xanthomonas Species 0.000 description 1
- VJHCJDRQFCCTHL-UHFFFAOYSA-N acetic acid 2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal Chemical compound CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O VJHCJDRQFCCTHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000008120 corn starch Substances 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- -1 hydroxyethyl side chain Chemical group 0.000 description 1
- 229920003063 hydroxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229940031574 hydroxymethyl cellulose Drugs 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000007614 solvation Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 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
- C09K8/10—Cellulose 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
- 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
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)
- Toys (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte og en sammensetning for å øke viskositeten og redusere fluidtapet i vandige systemer benyttet som brønnbehandlingsfluider. The present invention relates to a method and a composition for increasing the viscosity and reducing fluid loss in aqueous systems used as well treatment fluids.
Vandige media, spesielt de som inneholder oljefelt-saltoppløsninger, blir vanligvis benyttet som brønnbehand-lingsf luider slik som borefluider, overhalingsfluider, komp-léteringsfluider, pakningsfluider, brønnbehandlingsfluider, behandlingsfluider for underjordiske formasjoner, avstands-fluider, hullpluggingsfluider etc. Slike brønnbetjenings-fluider må dersom de skal være effektive og økonomisk fordel-aktige, utvise lave fluidtap. Det er kjent å tilsette til brønnbetjeningsfluiden visse hydrofile polymere materialer for fluidtapsregulering. Det er f.eks. kjent å benytte stivelse- og celluloseprodukter, f.eks. maisstivelse- og potetstivelsederivater, som additiver til brønnbetjenings-fluider, f.eks. saltoppløsninger, for fluidtapsregulering. Aqueous media, especially those containing oil field brines, are usually used as well treatment fluids such as drilling fluids, overhaul fluids, completion fluids, packing fluids, well treatment fluids, treatment fluids for underground formations, spacing fluids, hole plugging fluids, etc. Such well treatment fluids must if they are to be efficient and economically beneficial, exhibit low fluid losses. It is known to add certain hydrophilic polymeric materials to the well operating fluid for fluid loss control. It is e.g. known to use starch and cellulose products, e.g. corn starch and potato starch derivatives, as additives to well operating fluids, e.g. saline solutions, for fluid loss regulation.
Viskositetsforøkelse av vandige brønnbetjenings-fluider, f.eks. saltoppløsninger er også nødvendig i mange anvendelser. Også her har stivelse- og cellulosederivater blitt benyttet for å oppnå en slik viskositetsforøkelse. Viscosity increase of aqueous well operating fluids, e.g. salt solutions are also required in many applications. Here too, starch and cellulose derivatives have been used to achieve such an increase in viscosity.
Eksempler på tidligere teknikk som beskriver forskjellige addetiver til brønnbetjeningsfluider for viskositetsfor-økelse og/eller fluidtapsregulering, er US-patent nr. Examples of prior art that describe various additives to well operating fluids for viscosity increase and/or fluid loss control are US patent no.
3 6 25 889 som omtaler en brønnkompletteringsfluid bestående 3 6 25 889 which mentions a well completion fluid consisting of
av vandig kalsiumklorid, karboksymetyl cellulose (CMC), og xantangummi (XC-polymer)., og US-patent nr. 3 953 336 som beskriver blandinger av XC-polymer med forskjellige cellulosederivater slik som hydroksymetyl cellulose, karboksymetyl cellulose osv. of aqueous calcium chloride, carboxymethyl cellulose (CMC), and xanthan gum (XC polymer)., and US Patent No. 3,953,336 which describes blends of XC polymer with various cellulose derivatives such as hydroxymethyl cellulose, carboxymethyl cellulose, etc.
Det er derfor et formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en ny sammensetning for synergistisk økning av viskositeten og regulering av fluidtapet hos vandige brønn-bet jeningsf luider . It is therefore an object of the present invention to provide a new composition for synergistically increasing the viscosity and regulating the fluid loss in aqueous well operating fluids.
, Et ytterligere formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en ny sammensetning som er egnet for synergistisk økning av viskositeten og senking av fluidtapet hos vandige salt-oppløsninger benyttet som brønnbetjeningsfluider. , A further object of the invention is to provide a new composition which is suitable for synergistically increasing the viscosity and lowering the fluid loss in aqueous salt solutions used as well operating fluids.
Et annet formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en forbedret fremgangsmåte for nedsettelse av fluidtapet hos en vandig brønnbetjeningsfluid. Another purpose of the invention is to provide an improved method for reducing the fluid loss of an aqueous well operating fluid.
De ovenfor nevnte og andre formål med oppfinnelsen vil fremgå fra den nedenfor angitte beskrivelse. The above-mentioned and other purposes of the invention will be apparent from the description given below.
Ifølge en utførelse av foreliggende oppfinnelse er det tilveiebragt en fremgangsmåte for nedsettelse av fluidtapet i en vandig brønnbetjeningsfluid, omfattende tilsetning og dispergering i brønnbetjeningsfluiden av en effektiv mengde av en kryssbundet hydroksyetylstivelse (HES)' og en effektiv mengde av et materiale valgt fra klassen bestående av karboksymetyl celluloseetére>- XC-polymer og blandinger derav. According to an embodiment of the present invention, there is provided a method for reducing the fluid loss in an aqueous well operating fluid, comprising adding and dispersing in the well operating fluid an effective amount of a cross-linked hydroxyethyl starch (HES)' and an effective amount of a material selected from the class consisting of carboxymethyl cellulose ether>- XC polymer and mixtures thereof.
En annen utførelse av oppfinnelsen er tilveiebragtAnother embodiment of the invention is provided
en sammensetning som er egnet for forøkelse av viskositeten og nedsettelse av fluidtapet i et vandig medium, omfattende en effektiv mengde av en kryssbundet hydroksyetylstivelse og en effektiv mengde av et materiale valgt fra klassen bestående av karboksyalkyl celluloseetere, XC-polymer og blandinger derav. a composition suitable for increasing the viscosity and reducing fluid loss in an aqueous medium, comprising an effective amount of a cross-linked hydroxyethyl starch and an effective amount of a material selected from the class consisting of carboxyalkyl cellulose ethers, XC polymer and mixtures thereof.
I nok en annen utførelse av foreliggende oppfinnelse er det tilveiebragt en brønnbetjeningsfluid omfattende et vandig medium, en effektiv mengde av en kryssbundet hydroksyetylstivelse og en effektiv mengde av et materiale valgt fra klassen bestående av karboksyalkyl celluloseetere, XC-polymerer og blandinger derav. In yet another embodiment of the present invention, there is provided a well operating fluid comprising an aqueous medium, an effective amount of a cross-linked hydroxyethyl starch and an effective amount of a material selected from the class consisting of carboxyalkyl cellulose ethers, XC polymers and mixtures thereof.
En av de polymere komponentene (polymer A) i de nye sammensetningene ifølge oppfinnelsen innbefatter et materiale valgt fra klassen bestående av karboksyalkyl celluloseetere hvor alkylgruppen har 1-3 karbonatomer slik som karboksymetyl cellulose (CMC), karboksyetyl cellulose (CEC), osv.; xantangummi (xantomonas polysakarid gummi- biopolymer) Skjent som XC-polymer; og blandinger derav. Betegnelsen polymerkomponent skal innbefatte en eller flere av karboksyalkyl celluloseetrene med eller uten XC-polymer. Av de ovenfor nevnte polymerer er de foretrukne polymerer XC-polymer og karboksymetyl cello-iose. One of the polymeric components (polymer A) in the new compositions according to the invention includes a material selected from the class consisting of carboxyalkyl cellulose ethers where the alkyl group has 1-3 carbon atoms such as carboxymethyl cellulose (CMC), carboxyethyl cellulose (CEC), etc.; xanthan gum (xanthomonas polysaccharide gum biopolymer) Known as XC polymer; and mixtures thereof. The term polymer component shall include one or more of the carboxyalkyl cellulose ethers with or without XC polymer. Of the above-mentioned polymers, the preferred polymers are XC polymer and carboxymethyl cellulose.
XC-polymerene som er nyttige i foreliggende oppfinnelse, avhengig av fremgangsmåten for fremstilling av brønnbetjeningsfluidene, kan enten være i form av et tørt pulver, vesentlig ubehandlet, eller kan være en "aktivert" XC-polymer. Den benyttede betegnelse "aktivert" refererer til en XC-polymer som vil vesentlig hydratiseres eller opp-løseliggjøres i en saltoppløsning som har en tetthet større en ca.1,70 kg/liter uten nødvendighet for blanding, slik som ved valsing, ved forhøyede temperaturer. Eksempler på slike aktiverte XC-polymerer er angitt i US-patentsøknad nr. 146 286, som herved innbefattes. Som beskrevet i nevnte patentsøknad vil XC-polymerer som har blitt aktivert oppløseliggjøres i saltoppløsninger uten nødvendigheten for valsing eller andre former for blanding ved forhøyede temperaturer. Enhver XC-polymer som vil oppløseliggjøres i en saltoppløsning som har en tetthet over ca. 1,70 kg/liter ved romtemperatur, kan generelt anses som en "aktivert" XC-polymer. Det skal imidlertid forstås at foreliggende oppfinnelse ikke er begrenset til bruken av slike aktiverte XC-polymerer. Avhengig av blandeforholdet og sammensetningen av den vandige brønnbetjen-ingsfluid, er uaktiverte XC-polymerer eller slike polymerer 1 tørr pulverform forenlige med de vandige brønnbetjenings-fluidene som anvendes i foreliggende oppfinnelse. Den benyttede betegnelse "forenlig" betyr at XC-polymeren kan sol-vatiseres eller oppløseliggjøres i en gitt vandig oppløsning ved bruk av blandeteknikker slik som valsing ved forhøyede temperaturer. Et uforenlig system er således et hvor i XC-polymeren ikke vil oppløseliggjøres i saltoppløsningen uan-sett hvilke blandebetingelser som benyttes. The XC polymers useful in the present invention, depending on the method of preparation of the well operating fluids, may either be in the form of a dry powder, substantially untreated, or may be an "activated" XC polymer. The term "activated" used refers to an XC polymer that will substantially hydrate or solubilize in a salt solution having a density greater than about 1.70 kg/liter without the need for mixing, such as by rolling, at elevated temperatures . Examples of such activated XC polymers are set forth in US Patent Application No. 146,286, which is hereby incorporated. As described in the aforementioned patent application, XC polymers that have been activated will be solubilized in salt solutions without the necessity for rolling or other forms of mixing at elevated temperatures. Any XC polymer that will solubilize in a salt solution having a density above about 1.70 kg/liter at room temperature, can generally be considered an "activated" XC polymer. However, it should be understood that the present invention is not limited to the use of such activated XC polymers. Depending on the mixing ratio and composition of the aqueous well operating fluid, unactivated XC polymers or such polymers in dry powder form are compatible with the aqueous well operating fluids used in the present invention. The term "compatible" used means that the XC polymer can be solvated or solubilized in a given aqueous solution using mixing techniques such as rolling at elevated temperatures. An incompatible system is thus one in which the XC polymer will not dissolve in the salt solution, regardless of the mixing conditions used.
Den andre polymere komponenten (polymer B) i sammensetningene ifølge foreliggende oppfinnelse er en kryssbundet HES. Slike hydroksyetyl stivelser fremstilles ved innføring av ikke-ioniske hydroksyetyl-sidegrupper i polymerkjeden i stivelsen fulgt av velkjente kryssbindingsteknikker slik som f.eks. de som er beskrevet i US-patentene 2500 950, 2 929 811; The second polymeric component (polymer B) in the compositions according to the present invention is a cross-linked HES. Such hydroxyethyl starches are produced by introducing non-ionic hydroxyethyl side groups into the polymer chain in the starch followed by well-known cross-linking techniques such as e.g. those described in US Patents 2,500,950, 2,929,811;
2 989 521 og 3 014 901, som hermed innbefattes. De kryssbundede hydroksyetyl stivelsene som er nyttige i foreliggende 2 989 521 and 3 014 901, which are hereby included. The cross-linked hydroxyethyl starches useful herein
oppfinnelse er generelt de hvori graden av substitusjon (DS)invention are generally those in which the degree of substitution (DS)
i hydroksyetyl sidekjeden er fra ca. 0,15 til ca. 0,8, fortrinnsvis fra ca. 0,25 til ca. 0,6. En særlig egnet kryssbundet hydroksyetylstivelse er kjent som "BORAMYL CR", som er et kryssbundet potetstivelsesderivat. "BORAMYL CR", som er et grovt flakformet hvitt materiale, har en romvekt (kg/ m 3) på omtrent 325 og en DS-verdi på ca. 0,4. in the hydroxyethyl side chain is from approx. 0.15 to approx. 0.8, preferably from approx. 0.25 to approx. 0.6. A particularly suitable cross-linked hydroxyethyl starch is known as "BORAMYL CR", which is a cross-linked potato starch derivative. "BORAMYL CR", which is a coarse flaky white material, has a bulk density (kg/m 3 ) of approximately 325 and a DS value of approximately 0.4.
Den kryssbundede HES kan benyttes enten i form avThe cross-linked HES can be used either in the form of
et tørt pulver eller i flakform, vesentlig ubehandlet, eller kan være "aktivert" stivelse hvor betegnelsen "aktivert" har samme betydning som benyttet ovenfor i forbindelse med om-talen av aktiverte XC-polymerer. Fremgangsmåter for aktivering av den kryssbundede HES er beskrevet i US-patentsøknad nr. 119 805 inngitt 8. februar 1980, hermed innbefattet. Det skal forstås at foreliggende oppfinnelse ikke er begrenset til bruken av aktivert HES. Det er nemlig et trekk ved foreliggende oppfinnelse at alle polymerkomponentene kan benyttes i tørr form for fremstilling av brønnbetjeningsfluider som utviser utmerkede reologiske egenskaper og lavt fluidtap. I visse saltoppløsninger kan imidlertid aktivering eller pre-solvatisering av XC-polymerene og/eller hydroksyetyl stivelsen, være ønskelig for å redusere blandetider og belastning ved blandebetingelser. a dry powder or in flake form, substantially untreated, or may be "activated" starch where the term "activated" has the same meaning as used above in connection with the mention of activated XC polymers. Procedures for activating the cross-linked HES are described in US Patent Application No. 119,805 filed February 8, 1980, hereby incorporated. It should be understood that the present invention is not limited to the use of activated HES. Namely, it is a feature of the present invention that all the polymer components can be used in dry form for the production of well operating fluids which exhibit excellent rheological properties and low fluid loss. In certain salt solutions, however, activation or pre-solvation of the XC polymers and/or the hydroxyethyl starch may be desirable in order to reduce mixing times and load at mixing conditions.
Polymersammensetningen ifølge oppfinnelsen som kan anvendes for å nedsette fluidtap og øke viskositeten til vandige brønnbetjeningsfluider, omfatter en effektiv mengde kryssbundet HES (polymer B) og en effektiv mengde XC-polymer, en karboksyalkyl celluloseeter (CACE)-polymer eller blandinger derav (polymer A). Det er funnet at når enten XC-polymer, en CACE-polymer eller en blanding derav tilsettes til vandige brønnbetjeningsfluider sammen med HES, avhengig av fluidens beskaffenhet, oppnås synergistisk forøkning av viskositeten og/eller fluidtapsregulering. Den spesielle mengde av hver av polymerkomponentene som er tilstede i addetivsammensetningen vil variere avhengig av beskaffenheten og sammensetningen av den vandige brønnbetjeningsfluid med hvilken additive skal sammenblandes. Polymersammensetningen ifølge oppfinnelsen vil vanligvis inneholde et vektforhold for HES (polymer B). til XC-polymer, CACE-polymer eller blandinger derav (polymer A), fra ca. 10 til 90 til ca. 90 til 10, fortrinnsvis fra ca. 33 til 67 til ca. 75 til 25. Den polymere sammensetning ifølge oppfinnelsen kan enten være i form av en tørr blanding av HES-materiale og enten XC-polymeren, CACE-polymeren eller blandinger derav eller, om ønsket kan den være i form av solvatiserte eller aktiverte former av polymerene. Således kan f.eks. HES og XC-polymeren være aktivért og de aktiverte oppløsningene blandet sammen for tilveiebringelse av de her beskrevne nye polymere sammensetningene. The polymer composition according to the invention which can be used to reduce fluid loss and increase the viscosity of aqueous well operating fluids comprises an effective amount of cross-linked HES (polymer B) and an effective amount of XC polymer, a carboxyalkyl cellulose ether (CACE) polymer or mixtures thereof (polymer A) . It has been found that when either XC polymer, a CACE polymer or a mixture thereof is added to aqueous well operating fluids together with HES, depending on the nature of the fluid, a synergistic increase in viscosity and/or fluid loss control is achieved. The particular amount of each of the polymer components present in the additive composition will vary depending on the nature and composition of the aqueous well operating fluid with which the additive is to be mixed. The polymer composition according to the invention will usually contain a weight ratio for HES (polymer B). to XC polymer, CACE polymer or mixtures thereof (polymer A), from approx. 10 to 90 to approx. 90 to 10, preferably from approx. 33 to 67 to approx. 75 to 25. The polymeric composition according to the invention can either be in the form of a dry mixture of HES material and either the XC polymer, the CACE polymer or mixtures thereof or, if desired, it can be in the form of solvated or activated forms of the polymers . Thus, e.g. The HES and XC polymer be activated and the activated solutions mixed together to provide the new polymeric compositions described here.
Den nye brønnbetjeningsfluiden ifølge oppfinnelsen omfatter et vandig medium og en effektiv mengde av en kryssbundet hydroksyetyl stivelse og en effektiv mengde av XC-polymer, CACE-polymerer eller blandinger derav. De relative mengder av HES og den andre polymerkomponenten (polymer A) som sammenblandes med det vandige medium, er slik at det til-veiebringes en synergistisk nedsettelse i fluidtapet til det vandige medium. Også her vil den nøyaktige mengde av hver av de polymere komponenter avhengig av beskaffenheten av den vandige brønnbetjeningsfluid. The new well operating fluid according to the invention comprises an aqueous medium and an effective amount of a cross-linked hydroxyethyl starch and an effective amount of XC polymer, CACE polymers or mixtures thereof. The relative amounts of HES and the other polymer component (polymer A) which are mixed with the aqueous medium are such that a synergistic reduction in fluid loss to the aqueous medium is provided. Here too, the exact amount of each of the polymeric components will depend on the nature of the aqueous well operating fluid.
Vektforholdet for HES-materiale til den andre polymerkomponenten i brønnbetjeningsfluiden vil imidlertid vanligvis være fra ca. 10 til 90 til ca. 90 til 10, mer foretrukket fra ca. 33 til 67 til ca. 75 til 25. However, the weight ratio of HES material to the other polymer component in the well operating fluid will usually be from approx. 10 to 90 to approx. 90 to 10, more preferably from approx. 33 to 67 to approx. 75 to 25.
Brønnbetjeningsfluidene vil i alminnelighet inneholde polymerkomponentene i mengder fra ca. 1,4 3 til ca. 28,53 kg/m<3>hydroksyetyl stivelse (polymer B) og fra ca. 0,71 til ca. 14,27 kg/m 3 av den andre polymere komponent (polymer A). The well operating fluids will generally contain the polymer components in amounts from approx. 1.4 3 to approx. 28.53 kg/m<3>hydroxyethyl starch (polymer B) and from approx. 0.71 to approx. 14.27 kg/m 3 of the second polymeric component (polymer A).
Det vandige medium som benyttes i brønnbetjenings-fluidene ifølge oppfinnelsen kan variere fra friskt vann til tunge saltoppløsninger som har en tetthet på over 2,28 kg/m 3. Generelt er brønnbetjeningsfluider slik som f.eks. de som benyttes i kompletterings- og overhalingsoperasjoner, frem-stilt fra vandige media inneholdende oppløselige salter slik som f.eks. et oppløselig salt av et alkalimetall, jordalkali-metall, et gruppe Ib-metall, et gruppe Ilb-metall, samt vann- oppløselige salter a<y>ammoniakk og andre kationer. De polymere sammensetningene er særlig nyttige ved fremstilling av tunge saltoppløsninger med lave fluidtap, dvs. vandige opp-løsninger av oppløselige salter av flerverdige ioner, f.eks. The aqueous medium used in the well operating fluids according to the invention can vary from fresh water to heavy salt solutions that have a density of over 2.28 kg/m 3. In general, well operating fluids such as e.g. those used in completion and overhaul operations, prepared from aqueous media containing soluble salts such as e.g. a soluble salt of an alkali metal, alkaline earth metal, a group Ib metal, a group Ib metal, as well as water-soluble salts of ammonia and other cations. The polymeric compositions are particularly useful in the preparation of heavy salt solutions with low fluid losses, i.e. aqueous solutions of soluble salts of polyvalent ions, e.g.
Zn og Ca.Zn and Ca.
De foretrukne tunge saltoppløsningene som er nyttige ved dannelse av brønnbetjeningsfluidene ifølge oppfinnelsen, The preferred heavy salt solutions which are useful in forming the well operating fluids of the invention,
er de som har en tetthet på over ca. 1,32 kg/l, spesielt de som har en tetthet over 1,80 kg/l. Slike tunge saltoppløsn-inger omfatter vannoppløsninger av salter valgt fra gruppen bestående av kalsiumklorid, kalsiumbromid, sinkklorid, sinkbromid og blandinger derav. are those that have a density of over approx. 1.32 kg/l, especially those with a density above 1.80 kg/l. Such heavy salt solutions include aqueous solutions of salts selected from the group consisting of calcium chloride, calcium bromide, zinc chloride, zinc bromide and mixtures thereof.
Om ønsket kan "bridging"-midler tilsettes til brønn-bet jeningsf luidene for å hjelpe regulering av fluidtap. Noe lavere filtrater oppnås nemlig med bruk av slike midler. If desired, "bridging" agents can be added to the well operating fluids to help control fluid loss. Somewhat lower filtrates are obtained with the use of such means.
Det er imidlertid et distinkt og uventet trekk ved oppfinnelsen at et "bridging"-middel ikke er nødvendig for å oppnå lave fluidtapsverdier i vandige saltoppløsninger. Ved bruk av foreliggende oppfinnelse er det således mulig å oppnå klare saltoppløsninger som har lave fluidtapskarakteristika og lave reologiske karakteristika. However, it is a distinct and unexpected feature of the invention that a "bridging" agent is not necessary to achieve low fluid loss values in aqueous salt solutions. By using the present invention, it is thus possible to obtain clear salt solutions which have low fluid loss characteristics and low rheological characteristics.
For mer fullstendig å illustrere foreliggende oppfinnelse angis nedenstående eksempler. Med mindre annet er angitt ble alle målinger av fysikalske egenskaper foretatt ifølge de forsøksmetoder som er angitt i STANDARD PROCEDURE FOR TESTING DRILLING MUD API RP 13B, 7. utgave, april 1978. Den benyttede kryssbundede hydroksyetyl stivelse var dersom ikke annet er angitt "BORAMYL CR". To more fully illustrate the present invention, the following examples are given. Unless otherwise stated, all measurements of physical properties were made according to the test methods specified in STANDARD PROCEDURE FOR TESTING DRILLING MUD API RP 13B, 7th edition, April 1978. The cross-linked hydroxyethyl starch used was unless otherwise stated "BORAMYL CR ".
Eksempel 1.Example 1.
For å vise den synergistiske effekt på viskositetTo show the synergistic effect on viscosity
og fluidtap som oppnås ved blanding av HES og XC-polymer, ble 2,85 kg/m 3 XC-polymer ved enten nivåer på 0 eller 17,12 kg/m<3>av "BORAMYL CR" tilsatt til en vandig 10 vekt-% Na Cl-oppløs-ning og blandet i 25. min. på en "multimixer". Deretter ble prøvene valset eller rullet ved 65,6°C, avkjølt til 23,3°C and fluid loss obtained by mixing HES and XC polymer, 2.85 kg/m 3 XC polymer at either levels of 0 or 17.12 kg/m<3> of "BORAMYL CR" was added to an aqueous 10 wt -% Na Cl solution and mixed for 25 min. on a "multimixer". Then the samples were rolled or rolled at 65.6°C, cooled to 23.3°C
og omrørt i 5 min. og API-reologi og fluidtap bestemt. De oppnådde data som er angitt i tabell I nedenfor viser at and stirred for 5 min. and API rheology and fluid loss determined. The data obtained which are set out in Table I below show that
""BORAMYL CR" blandet med XC-polymeren på synergistisk måte nedsatte fluidtapet i den vandige natriumkloridoppløsning og øket viskositeten. ""BORAMYL CR" mixed with the XC polymer synergistically decreased the fluid loss in the sodium chloride aqueous solution and increased the viscosity.
Eksempel 2. Example 2.
Fremgangsmåten i eksempel 1 ble fulgt med den unntak-else at karboksymetyl cellulose (CMCl ble benyttet istedetfor XC-polymer. Resultatene som er angitt i tabell IT viser klart at kombinasjonen av kryssbundet hydroksyetyl stivelse og CMC-polymeren gir synergistiske resultater både med hensyn til The procedure in Example 1 was followed with the exception that carboxymethyl cellulose (CMCl) was used instead of XC polymer. The results shown in Table IT clearly show that the combination of cross-linked hydroxyethyl starch and the CMC polymer gives synergistic results both with respect to
fluidtap og viskositet. fluid loss and viscosity.
Med hensy/n til de data som er angitt i tabellene I og II skal det påpekes at det kryssbundede HES-materiale gir betydelig bedre resultater enn iJcke-kryssbundet materiale. With regard to the data stated in tables I and II, it should be pointed out that the cross-linked HES material gives significantly better results than iJcke cross-linked material.
Eksempel 3.Example 3.
For å utprøve effektiviteten til de polymere sammensetningene ifølge oppfinnelsen på vekttilsatte borefluider, ble forskjellige mengder "BORAMYL CR" og XC-polymer tilsatt til en 1,44 kg/liter natriumkloridoppløsning vekttilsatt med "BAROID" (et barytt-vektmateriale). "BORAMYL CR" ble først tilsatt til natriumkloridoppløsningen og blandet med en "multimixer" i 10 min. Dette ble fulgt av tilsetning av XC-polymeren og blandingen fortsatte i 10 min. hvoretter "BAROID" ble tilsatt og ytterligere blanding forsatt i nevnte "multimixer" i ytterligere 10 min. Målinger av API-reologi og fluidtap ble oppnådd på den således fremstilte borefluid. Fluiden ble valsebehandlet i 16 timer ved 6 5,6°C og de reologiske og fluidtap-egenskapene testet. Deretter ble prøvene avkjølt og omrørt i 5 min. og egenskapene bestemt på nytt. To test the effectiveness of the polymeric compositions of the invention on weighted drilling fluids, various amounts of "BORAMYL CR" and XC polymer were added to a 1.44 kg/liter sodium chloride solution weighted with "BAROID" (a baryte weighting material). "BORAMYL CR" was first added to the sodium chloride solution and mixed with a "multimixer" for 10 min. This was followed by addition of the XC polymer and mixing continued for 10 min. after which "BAROID" was added and further mixing continued in said "multimixer" for a further 10 min. Measurements of API rheology and fluid loss were obtained on the thus produced drilling fluid. The fluid was roller treated for 16 hours at 65.6°C and the rheological and fluid loss properties tested. The samples were then cooled and stirred for 5 min. and the properties determined anew.
De oppnådde data som er gitt i tabell III nedenfor viser at XC-polymeren kombinert med "BORAMYL CR", på synergistisk måte nedsetter fluidtapet ogøker viskositeten til vekttilsatte borefluider. Det ble også notert at det vesentlig ikke var noen utsedementering av vektmaterialet. The obtained data given in Table III below show that the XC polymer combined with "BORAMYL CR", synergistically reduces the fluid loss and increases the viscosity of weighted drilling fluids. It was also noted that there was essentially no sedimentation of the weight material.
Eksempel 4. Example 4.
For å undersøke effektiviteten til foreliggende polymere sammensetninger med henblikk på viskositetsforøkelse og fluidtapregulering i tunge saltoppløsninger, f.eks. salt-oppløsninger inneholdende kalsiumklorid, ble forskjellige mengder HES og XC-polymer tilsatt til en vandig 5% kalsium-kloridoppløsning og blandet i 20 min. i en "multimixer" og de API-reologiske egenskaper ble bestemt (innledende egenskaper) . Deretter ble prøvene valsebehandlet i 16 timer ved 6 5,6°C, testet i varm tilstand og ikke-omrørti. Prøvene ble avkjølt, omrørt i 5 min. i en "multimixer" og API-reologi og fluidtap bestemt. De oppnådde data som er angitt i tabell IV viser at når "BORAMYL CR" og XC-polymerer kombineres, vil de på synergistisk måte nedsette fluidtapet i den vandige kalsiumkloridoppløsning og øke viskositeten. Eksempel 5. Fremgangsmåten i eks:empel 4 ble fulgt med unntagelse av at etter tilsetningen av det polymere materialet til kalsiumkloridoppløsningen, ble ekvivalenten av 71, 33.'/kg/m Glen Rose skifer tilsatt og sammensetningene blandet i 5 min. Etter dette ble ekvivalenten av 570,6 kg/m<3>"BAROID" tilsatt til sammensetningene og blanding i "multimixer" forsatt i ytterligere i 5 min. De innledende egenskapene til prøvene ble deretter bestemt. Prøvene ble valsebehandlet i 16 timer ved 65,6°C og testet i varm tilstand og ikke-omrørt. To investigate the effectiveness of the present polymeric compositions with a view to viscosity increase and fluid loss control in heavy salt solutions, e.g. salt solutions containing calcium chloride, various amounts of HES and XC polymer were added to an aqueous 5% calcium chloride solution and mixed for 20 min. in a "multimixer" and the API rheological properties were determined (initial properties). The samples were then roller-treated for 16 hours at 65.6°C, tested in a hot state and not stirred. The samples were cooled, stirred for 5 min. in a "multimixer" and API rheology and fluid loss determined. The data obtained shown in Table IV show that when "BORAMYL CR" and XC polymers are combined, they will synergistically reduce the fluid loss in the aqueous calcium chloride solution and increase the viscosity. Example 5. The procedure of Example 4 was followed with the exception that after the addition of the polymeric material to the calcium chloride solution, the equivalent of 71.33.'/kg/m Glen Rose shale was added and the compositions mixed for 5 min. After this, the equivalent of 570.6 kg/m<3>"BAROID" was added to the compositions and mixing in the "multimixer" was continued for a further 5 min. The initial properties of the samples were then determined. The samples were rolled for 16 hours at 65.6°C and tested in a hot state and not stirred.
Prøvene ble deretter avkjølt, blandet i ytterligere 5 min. i en "multimixer", og de API-reologiske og fluidtap-egenskaper bestemt. Dataene som er angitt tabell V nedenfor viser at selv i nærvær av et vektmateriale og et skifermateriale slik tilfellet ville være ved boring, er det synergistisk forøkelse av viskositet og regulering av fluidtap under anvendelse av en blanding av "BORAMYL CR" og XC-polymer. I tillegg til dette er utsedementering av faststoffer meget lavere i det tilfellet hvor en blanding av polymerene benyttes. The samples were then cooled, mixed for a further 5 min. in a "multimixer", and the API rheological and fluid loss properties determined. The data set forth in Table V below show that even in the presence of a weight material and a shale material as would be the case in drilling, there is synergistic increase in viscosity and control of fluid loss using a mixture of "BORAMYL CR" and XC polymer. In addition to this, sedimentation of solids is much lower in the case where a mixture of the polymers is used.
Eksempel 6. Example 6.
For å undersøke effektiviteten til de polymere sammensetningene ifølge foreliggende oppfinnelse på vekttilsatte borefluider under anvendelse av tunge saltoppløsninger, ble forskjellige mengder "BORAMYL CR" og XC-polymer tilsatt til en 5% kalsiumkloridoppløsning vekttilsatt med ekvivalenten av 570,66 kg/m<3>av "BAROID". "BORAMYL CR" ble først tilsatt til kalsiumkloridoppløsningen og blandet med en "multimixer" To investigate the effectiveness of the polymeric compositions of the present invention on weighted drilling fluids using heavy salt solutions, various amounts of "BORAMYL CR" and XC polymer were added to a 5% calcium chloride solution weighted with the equivalent of 570.66 kg/m<3> by "BAROID". "BORAMYL CR" was first added to the calcium chloride solution and mixed with a "multimixer"
i 10 min. Dette ble fulgt av tilsetning av XC-polymeren og blanding ble fortsatt i 10 min. hvoretter "BAROID" ble tilsatt og ytterligere blanding i "multimixer" ble forsatt i ytterligere 5 min. Målinger for API-reologi (innledende egenskaper), ble oppnådd for den således fremstilte borefluid. Fluiden ble deretter valsebehandlet i 16 timer ved 65,6°C og de reologiske egenskapene for den varme, ikke-omrørte borefluid oppnådd. Deretter ble prøvene avkjølt og omrørt i 5 min. og egenskapene for reologi og fluidtap igjen bestemt. De oppnådde data som er gitt i tabell VI nedenfor viser at XC-polymeren når den er kombinert med "BORAMYL.CR" på synergistisk måte nedsetter fluidtapet ogøker viskositeten til de vekttilsatte borefluider. Det skal også påpekes at når "BORAMYL CR" og XC-polymer kombineres blir det vesentlig ingen utsedementering av "BAROID"-vektmateriale. for 10 min. This was followed by addition of the XC polymer and mixing was continued for 10 min. after which "BAROID" was added and further mixing in the "multimixer" was continued for a further 5 min. Measurements for API rheology (initial properties) were obtained for the thus produced drilling fluid. The fluid was then roller treated for 16 hours at 65.6°C and the rheological properties of the hot, unstirred drilling fluid obtained. The samples were then cooled and stirred for 5 min. and the properties for rheology and fluid loss again determined. The obtained data given in Table VI below show that the XC polymer when combined with "BORAMYL.CR" synergistically reduces the fluid loss and increases the viscosity of the weighted drilling fluids. It should also be pointed out that when "BORAMYL CR" and XC polymer are combined there is essentially no sedimentation of "BAROID" weight material.
Eksempel 7. Example 7.
Fremgangsmåten i eksempel 4 ble fulgt under anvendelse av forskjellige mengder "BORAMYL CR" og XC-polymer. De i tabell VII angitte data viser klart den synergistiske effekt på viskositet og fluidtapregulering under anvendelse av en blanding av "BORAMYL CR" og XC-polymerer. The procedure of Example 4 was followed using different amounts of "BORAMYL CR" and XC polymer. The data set forth in Table VII clearly demonstrate the synergistic effect on viscosity and fluid loss control using a mixture of "BORAMYL CR" and XC polymers.
Eksempel 8. Example 8.
Fremgangsmåten i eksempel 6 ble fulgt med unntagelse av at forskjellige mengder XC-polymer ble benyttet og ekvivalenten av 570,66 kg/m 3 "BAROID" ble tilsatt til prøvene etter tilsetning av polymerene, idet prøvene ble blandet i 5 min. i en "multimixer". Prøvene ble deretter valsebehandlet i 16 timer ved 65,6°C og API-reologien bestemt (innledende egenskaper).. Prøvene ble deretter avkjølt, blandet i 5 min. i en "multimixer" og egenskapene for API-reologi og fluidtap ble bestemt. Dataene som er angitt i tabell VIII nedenfor demon-sterer igjen den dramatiske synergistiske effekt som oppnås på viskositet og fluidtapregulering under anvendelse av en blanding av polymerene. Som det også fremgår fra data i tabell VIII forekom det ingen utsedementering av vektmaterialet, "BAROID", under anvendelse av en blanding av polymerene. The procedure in Example 6 was followed with the exception that different amounts of XC polymer were used and the equivalent of 570.66 kg/m 3 "BAROID" was added to the samples after addition of the polymers, the samples being mixed for 5 min. in a "multimixer". The samples were then rolled for 16 hours at 65.6°C and the API rheology determined (initial properties). The samples were then cooled, mixed for 5 min. in a "multimixer" and the API rheology and fluid loss properties were determined. The data set forth in Table VIII below again demonstrate the dramatic synergistic effect achieved on viscosity and fluid loss control using a blend of the polymers. As also appears from the data in Table VIII, no sedimentation of the weight material, "BAROID", occurred when using a mixture of the polymers.
Det skal påpekes, med hensyn til de data som er angitt i tabellene I og II at det kryssbundede HES-materialet gir betydelig bedre resultater enn ikke-kryssbundetmateriale. It should be pointed out, with regard to the data set out in Tables I and II, that the cross-linked HES material gives significantly better results than non-cross-linked material.
Claims (26)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US32175381A | 1981-11-16 | 1981-11-16 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO822414L true NO822414L (en) | 1983-05-18 |
Family
ID=23251884
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO822414A NO822414L (en) | 1981-11-16 | 1982-07-12 | AROUND BROWN FLUIDS. |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| BR (1) | BR8205712A (en) |
| CA (1) | CA1188878A (en) |
| FR (1) | FR2516533A1 (en) |
| GB (1) | GB2110698B (en) |
| NL (1) | NL8203697A (en) |
| NO (1) | NO822414L (en) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4822500A (en) * | 1988-02-29 | 1989-04-18 | Texas United Chemical Corporation | Saturated brine well treating fluids and additives therefore |
| GB8926904D0 (en) * | 1989-11-28 | 1990-01-17 | Unilever Plc | Thickening system |
| US4973410A (en) * | 1989-11-29 | 1990-11-27 | Air Products And Chemicals, Inc. | Crosslinked vinylamine polymer in enhanced oil recovery |
| DE69520407T2 (en) * | 1994-11-28 | 2001-09-06 | Rhone Poulenc Chimie | Non-polar agent gel, used in the manufacture of water-based drilling fluids |
| FR2734277B1 (en) * | 1995-05-19 | 1997-06-20 | Rhone Poulenc Chimie | USE FOR THE MANUFACTURE OF MOLDED WALLS OF A DRILLING FLUID COMPRISING A MIXTURE OF POLYMERS |
| FR2805823B1 (en) * | 2000-03-02 | 2004-02-13 | Inst Francais Du Petrole | FILTRATE REDUCING ADDITIVE AND WELL FLUID CONTAINING THE ADDITIVE |
| US9732163B2 (en) * | 2013-01-03 | 2017-08-15 | Archer Daniels Midland Co. | High viscosity crosslinked ethoxy-starch |
| NO343138B1 (en) | 2013-03-20 | 2018-11-19 | Elkem Materials | Viscosity-increasing agent for drilling fluids |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE1043996B (en) * | 1957-07-13 | 1958-11-20 | Schoenebecker Brunnenfilter Ge | Drilling fluid |
| AU546041B2 (en) * | 1980-09-23 | 1985-08-15 | N L Industries Inc. | Preparation of polymer suspensions |
-
1982
- 1982-06-21 CA CA000405545A patent/CA1188878A/en not_active Expired
- 1982-07-12 NO NO822414A patent/NO822414L/en unknown
- 1982-09-21 GB GB08226905A patent/GB2110698B/en not_active Expired
- 1982-09-23 NL NL8203697A patent/NL8203697A/en not_active Application Discontinuation
- 1982-09-29 BR BR8205712A patent/BR8205712A/en unknown
- 1982-10-27 FR FR8218028A patent/FR2516533A1/en active Granted
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NL8203697A (en) | 1983-06-16 |
| FR2516533A1 (en) | 1983-05-20 |
| CA1188878A (en) | 1985-06-18 |
| FR2516533B1 (en) | 1985-02-01 |
| GB2110698A (en) | 1983-06-22 |
| GB2110698B (en) | 1985-02-13 |
| BR8205712A (en) | 1983-08-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4425241A (en) | Drilling fluids | |
| US9574127B2 (en) | Wellbore fluid | |
| US5635458A (en) | Water-based drilling fluids for reduction of water adsorption and hydration of argillaceous rocks | |
| US3953336A (en) | Drilling fluid | |
| NO812926L (en) | DISPERSIBLE HYDROPHILE POLYMER COMPOSITIONS | |
| NO810352L (en) | DISPERSIBLE HYDROPHILE POLYMER COMPOSITIONS. | |
| WO1997026311A1 (en) | High density viscosified aqueous compositions | |
| NO318370B1 (en) | Reduction of filtration loss and generation of the desired degree of filtration loss regulation of a wellbore and auxiliary fluid, and such fluid and use thereof. | |
| EP0852235A2 (en) | High temperature stable modified starch polymers and well drilling fluids employing same | |
| US6780822B2 (en) | Anhydride-modified chitosan, method of preparation thereof, and fluids containing same | |
| US6656885B2 (en) | Anhydride-modified chitosan, method of preparation thereof, and fluids containing same | |
| US4615740A (en) | Liquid polymer containing compositions for thickening aqueous mediums | |
| US4566976A (en) | Viscous heavy brines | |
| US6403537B1 (en) | Drilling fluid systems with improved fluid loss properties | |
| NO822414L (en) | AROUND BROWN FLUIDS. | |
| EP0289529B1 (en) | Viscosifiers for brines utilizing hydrophilic polymer-mineral oil systems | |
| US4420406A (en) | Thickened heavy brines | |
| US5985801A (en) | Oil-free water-soluble hydroxyethyl cellulose liquid polymer dispersion | |
| CA1187691A (en) | Aqueous well servicing fluids | |
| CA1168850A (en) | Suspension of hydrophilic polymer with an inorganic salt | |
| NO157541B (en) | VISCOE, HEAVY SALT SOLVENT FOR USE IN OIL DRILLING, AND PROCEDURE FOR INCREASING ITS VISCOSITY AND HYDRATIZATION SPEED. | |
| WO1996003474A1 (en) | Drilling fluid additives for improved shale stabilization, the drilling fluid formed therefrom and method of using same | |
| NO159535B (en) | PROCEDURE FOR THE PREPARATION OF HEAVY SALT SOLUTIONS CONTAINING FLUID LOSS REDUCING QUANTITIES OF HYDROXYTHYL CELLULOSE. | |
| GB2108174A (en) | Thickened heavy brines |