[go: up one dir, main page]

NO155785B - Polymert viskositetsregulerende middel samt anvendelse derav i broennbehandlingsvaesker. - Google Patents

Polymert viskositetsregulerende middel samt anvendelse derav i broennbehandlingsvaesker. Download PDF

Info

Publication number
NO155785B
NO155785B NO811456A NO811456A NO155785B NO 155785 B NO155785 B NO 155785B NO 811456 A NO811456 A NO 811456A NO 811456 A NO811456 A NO 811456A NO 155785 B NO155785 B NO 155785B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
weight
hec
aqueous
organic liquid
water
Prior art date
Application number
NO811456A
Other languages
English (en)
Other versions
NO155785C (no
NO811456L (no
Inventor
Roy Francis House
Lonnie Daniel Hoover
Original Assignee
Nl Industries Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Nl Industries Inc filed Critical Nl Industries Inc
Publication of NO811456L publication Critical patent/NO811456L/no
Publication of NO155785B publication Critical patent/NO155785B/no
Publication of NO155785C publication Critical patent/NO155785C/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08LCOMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
    • C08L1/00Compositions of cellulose, modified cellulose or cellulose derivatives
    • C08L1/08Cellulose derivatives
    • C08L1/26Cellulose ethers
    • C08L1/28Alkyl ethers
    • C08L1/284Alkyl ethers with hydroxylated hydrocarbon radicals
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • C09K8/08Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • C09K8/10Cellulose or derivatives thereof
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922Fracture fluid
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/925Completion or workover fluid
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/927Well cleaning fluid
    • Y10S507/928Spacing slug or preflush fluid
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/935Enhanced oil recovery

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse angår polymert viskositetsregulerende middel, samt anvendelse derav i brønn-behandlingsvæsker•
Fortykkede, vandige medier, særlig slike som inneholder oljefeltssaltvann, benyttes vanligvis som brønnbehandlings-væsker i form av borevæske, bearbeidingsvæske, fullførings-væske, pakningsvæske, annen brønnbehandlingsvæske til på-virkning av underjordiske formasjoner, til avstandsholdning og ved hulloppgivelse; kort sagt til alle slags formål hvor vandige medier med økt viskositet er ønskelige. Det er kjent å benytte hydrofile polymermaterialer, som hydroksyetylcellulose (HEC) som fortykningsmidler for van-
dige medier som benyttes i slike brønnbehandlingsvæsker.
Men HEC lar seg ikke lett hydratisere, oppløse eller dispergere i vandige systemer uten forhøyede temperaturer og/eller blanding med høy skjærkraft i lengre tidsperioder.
F. eks. lar hydroksyetylcellulose seg vanskelig hydratisere, oppløse eller dispergere i vandige oppløsninger som inneholder vannløselige salter med en eller flere kationer,
som sterke saltlaker med en sp. v. større enn 1,4 g/cm 3 som benyttes i brønnbehandlingsvæsker. I mange tilfelle, f.eks.
i brønnbehandlingssituasjoner, kan det tilgjengelige utstyr for fremstilling av brønnbehandlingsvæsker ikke uten videre varmes opp til høye temperaturer eller benyttes til blan-
ding med høy skjærkraft. Hvis det er ønskelig å benytte slike fortykkede saltlaker, blir det følgelig som regel nødvendig å fremstille dem fjernt fra brønnen, eller sirku-lere væskene i det varme borehull.
Foreliggende oppfinnelse går derfor ut på å tilveiebringe
nye polymere midler som er egnet for viskositetsregulerende eller fortykkelse av vandige medier, særlig meget sterke saltlaker med en sp. v. større enn 1,4 g/cm <3>, og anvendelse av slike midler som brønnbehandlingsvæske.
Nevnte polymere midler skal være lette å håndtere, helle
og pumpe og kunne benyttes for dannelse av nevnte fortykkede,
vandige medier under forhold hvor sammenblandingen gjennom-føres med lav skjærkraft uten anvendelse av varme.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det således tilveie-bragt et polymert, viskositetsregulerende middel, som er kjennetegnet ved at det i alt vesentlig består av hydroksyetylcellulose i en menge på 3-40 vekt-%, fortrinnsvis 10-30 vekt-%, en vannløselig organisk væske i en mengde på minst 40 vekt-%, fortrinnsvis 50-70 vekt-%, og en vandig væske i en mengde på 3-40 vekt-%, fortrinnsvis 10-30 vekt-%, hvor den organiske væske, når den er jevnt blandet med hydroksyetylcellulosen i et vektforhold av hydroksyetylcellulose til organisk væske på 1:2, danner en blanding med fri væske til stede etter å ha stått i ro en uke ved romtemperatur i en lukket beholder, og hvor den organiske væske er løselig eller dispergerbar i en vandig saltlake med en spesifikk vekt på minst 1,4 g/cm 3.
I det polymere middelet benyttes som hydrofil polymer hydroksyetylcellulose (HEC) som primær komponent for oppnåelse av fortykkelseseffekten. HEC-polymerene er faste, partikkelformige materialer som er vannoppløselige eller dispergerbare i vann og som ved oppløsning eller disperge-ring i et vandig medium øker systemets viskositet. HEC-polymerer er generelt vannløselige, ikke-ioniske høy-utbyttes ("high yield") materialer, som fremstilles ved behandling av cellulose med natriumhydroksyd, etterfulgt av reaksjon med etylenoksyd. Hver anhydroglykoseenhet i cellulosemolekylet har tre reaktive hydroksygrupper. Det gjennomsnittlige antall mol av etylenoksydet som blir bundet til hver anhydroglykoseenhet i cellulosen, kalles mol av kombinert substituent. Generelt gjelder at jo høyere substitusjonsgrad, desto sterkere vannløselighet. Det er generelt fordelaktig å bruke HEC-polymerer med
et høyest mulig molsubstitusjonsnivå.
Ved tilsetning av tørre, pulverformede, hydrofile materialer som HEC til vandige medier som saltlaker, undergår polymerpartiklene en hydratisering som hindrer det indre av partikkelen fra å hydratiseres lett, oppløses eller dispergeres lett i det vandige medium. Følgelig må det benyttes lange blandeperioder med høy skjærspenning og/eller forhøyede temperaturer ved oppnåelse av et homogent system. Det er trekk ved foreliggende oppfinnelse at polymer-sammensetningene ifølge oppfinnelsen lett hydratiseres, opp-løses eller dispergeres i slike vandige medier ved forholds-vis lav skjærkraft og omgivelsestemperatur.
Mengden av HEC i det polymere middelet varierer avhengig
av den ønskede viskositet i middelet og ligger som nevnt i området 3-40 vekt-% av middelet, fortrinnsvis 10-30 vekt-%, og særlig foretrukket 15-25 vekt-%. Det foretrekkes at det polymere middelet er hellbart. Dette kan oppnås ved å regulere den relative konsentrasjon av HEC og den vandige fase. Konsentrasjonen av den vandige fase må øke for å holde viskositeten konstant og vice versa.
I tillegg til HEC inneholder middelet ifølge foreliggende oppfinnelse en vannblandbar eller oppløselig organisk væske som ikke har noen særlig svellende effekt på HEC. Det er funnet fordelaktig å anvende organiske væsker som har et karbon til oksygen forhold på mindre enn ca. 6, fortrinnsvis mindre enn ca. 5, og særlig foretrukket i om-
rådet fra 2 til 4. Dessuten er den vannløselige væske løselig eller ihvertfall dispergerbar i en vandig salt-
lake med sp. v. på mer enn ca. 1,4 g/cm 3. Eksempler på typiske organiske væsker omfatter isopropanol, 2-etoksyetanol, 2-butoksyetanol, 2-isopropoksyetanol, n-butanol, sek-butanol, n-pentanol og blandinger av disse og lignende for-bindelser. Særlig foretrukket som organisk væske er isopropanol (IPA). Den organiske væske vil i alminnelighet være til stede i det polymere middelet i en mengde på
minst ca. 40 vekt-% og fortrinnsvis fra 50 til 70 vekt-%.
En prøve for å bestemme brukbare vannoppløselige organiske væsker er utført som følger: En vektdel HEC røres sammen med to vektdeler av den organiske væske. Blandingen henstår en uke ved romtemperatur (22,2°C) i en lukket beholder. Væsker som er anvendbare i det polymere middelet ifølge foreliggende oppfinnelse, vil ha fri væske til stede i blandingen etter en uke. Væsker som sveller HEC merkbart, vil ikke ha noe fri væske til stede, og er uegnede ifølge foreliggende oppfinnelse. Imidlertid kan mindre mengder av vannløselige organiske væsker som har en svellende effekt på HEC, som f.eks. etylenglykol og glycerol, innblandes i det polymere middelet. Konsentrasjonen av slike væsker vil i alminnelighet være mindre enn ca. 20 vekt-%.
Den vandige væske kan være en hvilken som helst vannbasert blanding eller oppløsning som er forenlig med HEC. Således kan f.eks. den vandige væske være rent vann, sjø-vann, en sur oppløsning, en basisk oppløsning, en vandig saltoppløsning eller en suspensjon. Selv om praktisk talt en hvilken som helst anorganisk eller organisk syre kan anvendes, hvis det er ønskelig med en sur opp-løsning, er det fordelaktig å anvende enbasiske syrer, særlig hvis det polymere middelet skal tilsettes til vandige saltlaker som inneholder flerverdige kationer. Ikke-begrensende eksempler på egnede syrer omfatter saltsyre, salpetersyre, maursyre, eddiksyre, etc. De basiske materialer som kan anvendes, kan være lett vannløselige som f.eks. NaOH, KOH, NH^OH og lignende eller mindre opp-løselige basiske materialer som f.eks. Ca(OH)2, MgO og lignende. Hvis en basisk oppløsning eller suspensjon anvendes, er det fordelaktig at konsentrasjonen av de opp-løste basiske materialer er mindre enn ca. 3,ON. I tillegg kan en hvilken som helst vandig saltoppløsning anvendes. Fortrinnsvis er saltet valgt blant gruppen bestående av NaCl, CaCl2, CaBr2, ZnCl2, ZnBr2 og blandinger av disse. Mengden av den vandige væske som anvendes i de polymere midler, kan variere fra 3 vekt-% til 4 0 vekt-%, fortrinnsvis fra 10 til 30 vekt-%.
Tilstedeværelsen av baser eller salter i den vandige fase tillater større konsentrasjoner av den vandige fase å
bli inkorporert i de polymere midlene. Dette er ønskelig fra et omkostningssynspunkt. Disse oppløsninger aktiverer også HEC hurtigere enn bruken av rent vann alene.
I tillegg kan de polymere midler inneholde suspensjons-additiver for å redusere synerese og sedimentering. Suspensjonsadditivet bør være et materiale som har liten eller ingen absorpsjonskapasitet for den organiske væske eller den vandige væske, og som i alminnelighet er ikke-reaktiv med HEC, den vandige væske eller den organiske væske. Eksempler på slike inerte suspensjonstilsetninger omfatter betonitt, forgasset kiselsyre og hydrofile polymerer som f.eks. hydroksypropylcellulose.
Ved fremstilling av det polymere middelet er det foretrukket å blande HEC og den vannoppløselige organiske væske sammen før tilsetning av den vandige væske. For HEC som ikke er blitt overflatebehandlet for å forsinke dets hydratisering i vandige systemer, er dette nødvendig for å forhindre at HEC klumper seg. For overflatebehandlet HEC er denne fremgangsmåte nødvendig hvis den vandige fase inneholder baser eller høye konsentrasjoner av spesielle salter fordi disse vandige systemer forsterker hydratiseringen av polymeren.
Selv om de polymere midlene ifølge foreliggende oppfinnelse er egnet som fortykkere eller suspenderingsmidler i suspensjonsgjødningsstoffer, flytende pesticider,
flytende herbicider og andre vandige systemer som krever viskositetsøkning, er de særlig egnet ved fremstilling av brønnbehandlingsvæsker og i særdeleshet brønnbehandlings-væsker fremstilt fra vandige saltlaker inneholdende opp-løselige salter som f.eks. et oppløselig salt av et alkalimetall, et jordalkalimetall, et gruppe Ib metall,
et gruppe Ilb metall så vel som vannløselige salter av ammoniakk og andre kationer. Fortykkelsesmidlene er
særlig egnet ved fremstilling av fortykkede sterke saltlaker, dvs. vandige oppløsninger av oppløselige salter av flerverdige kationer, dvs. Zn og Ca.
De fortykkede sterke saltlaker og de som er anvendt til brønnbehandlingsvæsker, er fremstilt fra saltlaker som har en sp. v. høyere enn 1,4 g/cm 3. Særlig foretrukne sterke saltlaker er de med en sp. v. fra 1,44 til 2,3 g/cm 3 som kan omfatte vandige oppløsninger av et salt valgt fra gruppen bestående av kalsiumklorid, kalsiumbromid, sinkklorid, sinkbromid og blandinger av disse.
Man har funnet at hvis de polymere midlene eller fortykkere aldres før de tilsettes til sterkere saltlaker, økes hydratiseringshastigheten i slike saltlaker. Selv om polymere midler eller fortykkere kan tilsettes til sterke saltlaker i løpet av flere timer etter deres fremstilling og i noen tilfeller øyeblikkelig, øker aldringstiden hastigheten for fortykkerne og hydratiserer saltlakene. Ved formuleringen av brønnbehandlingsvæsker fra sterke saltlaker er det en fordel at de polymere midlene blandes med den vandige saltlake for å gi en HEC-konsentrasjon i brønnbehandlings-væsken på mellom 2,85 g/l til 8,55 g/l.
Som en mer fullstendig illustrasjon av foreliggende oppfinnelse følger noen utførelseseksempler. Med mindre annet er angitt ble alle målinger av fysikalske egenskaper gjennom-ført i overensstemmelse med prøvemetoder angitt i STANDARD PROSEDURE FOR TESTING DRILLING FLUID API PR 13B, 7. oppi., april 1978.
Parametrene for fysikalske egenskaper som er angitt i eksemp-lene, er med mindre annet er angitt, i enheter, uttrykt som følger: 300 opm. = Fann V-G måleravlesning ved 300 omdreininger
pr. min.
AV = Tilsynelatende viskositet
PV = API plastisk viskositet (eps)
Yp = API flytegrense (kg/m 2)
Den anvendte HEC-polymer var med mindre annet er angitt, en HEC-polymer markedsført av Hercules, Inc. under vare-merket NATROSOL 250 HHR eller HHW.
Eksempel 1
Effekten av konsentrasjon og sammensetning av den vandige væske i de aktiverte polymere midler på hastigheten av viskositetsoppnåelse (polymerhydratisering) i en 1,9 g/cm<3 >CaBr2/ZnBr2 saltlake, ble undersøkt. Prøvene ble fremstilt ved å blande HEC og isopropanol og deretter tilsette den vandige væske hvoretter alt blandes omhyggelig for å fukte HEC. De polymere midlene ble bedømt ved en konsentrasjon på 4,28 g/l i en 1,9 g/cm 3 oppløsning av CaBr2/ZnBr2 oppløsning ved å håndryste polymersammensetningen og saltoppløsningen sammen i 30 sek. og omrøre blandingen i et Fann V-G-meter ved 300 opm. 300 opm. avlesning ble tatt etter visse tidsperioder og etter å ha rullet saltlaken over natten ved 65,6°C. Resultatene er angitt i tabell 1.
E ksempel 2
Etylenglykolmonobutyleter (Butyl CELLOSOLVE), isopropanol og dieselolje ble sammenlignet for anvendelse i de aktiverte polymere midlene. Prøvene ble fremstilt og vurdert som i eksempel 1. De oppnådde resultater som er angitt i tabell 2, viser at den organiske væske må være vannløselig fordi prøven inneholdende dieselolje ga. meget dårlige resultater. Resultatene indikerer også at den vandige fase er nødvendig for aktivering av polymeren.
Eksempel 3
Virkningen av aldring av det aktiverte polymere middelet på hastigheten av hydratisering av polymeren i sterke saltlaker ble undersøkt. Prøvene ble -fremstillet som i eksempel 1 og un-dersakt som i eksempel 1 efter aldring i det antall timer som er angitt i tabell 3. En prøve ble -fremstilt ved en temperatur på ca. 65, B°C.Resultatene som ble oppnådd viser at prøven fremstilt med isopropylalkohol ikke krevet noen aldring for aktivering, prøven fremstillet med etylenglykolmonobutyleter krevet to timers aldring for fulstendig aktivering og prøven fremstillet ved 65,B°C ble "super"-akt ivert.
Eksempel 4
Effekten av den vannoppløslige organiske væske i de aktiverte polymere midler ble vurdert. Prøver ble fremstilt og vurdert som i eksempel 1. De oppnådde resultater, som er angitt i tabell 4, viser at den vannoppløslige organiske væske bør ha et carbon til oxygen forhold mindre enn ca. 6, fortrinnsvis mindre enn ca. 5.
Eksempel 5
Aktiverte polymere midler ifølge foreliggende oppfinn-
else, fremstillet som i eksempel 1, ble vurdert i forskjellige konsentrerte saltlaker som følger: 1.8 g/cm<3> -inneholder 16,3% CaCl2, 43,2% CaBr2, 40,5% H20 1.9 g/cm<3> -inneholder 38,7% CaBr2, 24,6% ZnBr2» 36,7% H20 2,3 g/cm3 - inneholder 20% CaBr2, 57% ZnBr2, 23% H20.
Utmerkede resultater ble oppnådd. Resultatene er angitt i tabell 5.
Eksempel 6
Aktiverte polymere midler inneholdende en bufret, sur
vandig væske ble fremstillet og vurdert som i eksempel 1. Hver prøve inneholdt 20% HEC (NATRQSOL 250 HHW), 25% vandig væske og 55% isopropanol. De bufrede sure oppløsninger ble fremstillet som følger: 10 g Ha^ P^ y. 10H.-,0 ble oppløst i 80 g vann, hvoref-ter ble tilsatt enten saltsyre eller eddiksyreanhydrid til pH 3. □e oppnådde resultater er som følger:
Eksempel 7
I dette eksempel ble effekten av aldring på det hydratiserte HEC ved aktivering av HEC undersøkt. Resultatene efter rulling av saltlakene ved 65,6°C viser den oppnådde viskositet når HEC er fullstendig hydratisert. Sammenligning av resultatene ved romstemperatur med resultatene efter rulling ved 65,6°C viser derfor den relative aktivering av HEC som en funksjon av konsentrasjonen av vann og som en funksjon av aldrings("Akt iver-ings")-tid.
Prøver av de polymere midlene ble fremstillet og vur-
dert på følgende måte:
I. (a) 200 g av den angitte oppløsning an vann i 99,9% i s o - propanol ble blandet med 100 g av HHR i 5 min på en Nult imixer, (b) 4,5 g av hver ble blandet i 350 ml av hver av følgende saltlaker i 5 min på en lultimixer:
(1) 1,4 g/cm3 CaCl2 - 37,6% CaCl2
(2) 1,7 g/cm3 CaBr2 - 53% CaBr2
(3) 1,9 g/cm<3> CaBr2/ZnBr2 - 38,7% CaBr2+ 24,6% ZnBr2 (4) 2,3 g/cm<3> CaBr2/ZnBr2 - 20% CaBr2 + 57% ZnBr2, (c) Saltlakene ble anbragt i et Fann \/-G-meter ved 300 opm og B00 og 300 opm avlesninger ble tatt efter 30 min og BO min, (d) saltlakene ble rullet ved romstemperatur i 3 timer og
600 og 300 opm viskositeter målt,
(e) saltlakene ble rullet i 16 timer ved 65,6°C, avkiølt til romstemperatur og viskositetene målt. II- Middelet fremstilt i Ia ble aldret i 2 timer ved romtemperatur og vurdert som i trinnene Ib - le. III. Middelet fremstilt i Ia ble aldret i 4 timer ved romtemperatur og vurdert som i trinnene Ib - le.
Resultatene i tabell 8 sammenfatter resultatene i tabellene
9 - 12. Resultatene indikerer generelt at:
(1) Saltlaker med en sp.v. større enn 1,4 g/cm 3 krever aktivering av HEC, (2) Jo større konsentras,ionen av vann er desto større aktivering av HEC (med forbehold av begrensningen av dannelse av en gel som ikke dispergeres ved lave skiærkrefter), og (3) Aktiveringen øker efterhvert som sammensetningen aldres.
Eksempel 8
Til 175 g etylenglykolmono-n-butyleter (EGMBE) ble tilsatt 92,3 g vann og 57,7 g av en 78 %-ig CaCl2- Efter blanding i 2 min med en Multimixer ble 75 g HEC (NATRGSOL 250 HHR) tilsatt. Blandingen ble øyeblikkelig fortykket. Under omrøring med en LIGHTNIN-blander med variabel hastighet ble ytterligere 50 g av EGMBE tilsatt for å gi en s1 uttkons ent ras, j on av HEC på
15 2/3 vekt%. En prøve av en 1,9 g/cm 3 CaBr2/ZnBr2-oppløsning inneholdende 2,B5 g/l HEC ble fremstillet ved å ryste sammen for hånd 350 ml av en saltoppløsning og 6 g av EGNBE-HEC-for-tykkeren og omrøring av blandingen p=> en Fann V-G-meter ved 300 opm. %00 opm-avlesningen ble målt efter visse tidsperioder angitt i tabell 13. API-rheologien ble målt på den fortykkede saltlake etter60 min ved 300 opm efter rulling av saltlaken natten over ved 55,6°C. De oppnådde resultater er angitt i tabell 13.
Eksempel 9
Prøver av fortykkere fremstillet ved anvendelse av forskiellige sa 11opp løsninger som den vandige væske og med de følgende sam-mensetninger ble fremstillet ved å blande sammen HEC (NATRDSOL 250 HHR) og isopropanol efterfulgt av tilsetning av den vandige saltoppløsning:
De ovenfor angitte prøver ble vurdert som fortykkere for sterke saltlaker ved å anvende en oppløsning med 2,3 g/cm' 3 ZnB^/ CaBr^ som følger: 21,4 g/l av hver prøve (4,28 g/l HEC) ble blandet med 2,3 g/cm<3 >saltoppløsning i 15 min på en Multimixer. Derefter ble saltlakene aldret i ro i en time for å få API-rheologien. Prøvene ble rullet ved 65,6°C i 16 timer og API-rheologien målt efter at prøvene var avkjølt til romstemperatur. De oppnådde resultater er angitt i tabell 14.

Claims (3)

1. Polymert viskositetsregulerende middel, karakterisert ved at det i alt vesentlig består av hydroksyetylcellulose i en mengde på 3-40 vekt-%, fortrinnsvis 10-30 vekt-%, en vann-løselig organisk væske i en mengde på minst 40 vekt-%, fortrinnsvis 50-70 vekt-%, og en vandig væske i en mengde på 3-40 vekt-%, fortrinnsvis 10-30 vekt-%, hvor den organiske væske, når den er jevnt blandet med hydroksyetylcellulosen, i et vektforhold av hydroksyetylcellulose til organisk væske på 1:2, danner en blanding med fri væske til stede etter å ha stått i ro en uke ved romtemperatur i en lukket beholder, og hvor den organiske væske er løselig eller dispergerbar i en vandig saltlake med en spesifikk vekt på minst 1,4 g/cm<3>
2. Polymert middel ifølge krav 1, karakterisert ved at den organiske væske har et forhold for karbon til oksygen på mindre enn 6 og omfatter isopropanol.
3. Anvendelse av middelet ifølge krav 1, sammen med en vandig saltlake som har en spesifikk vekt høyere enn 1,4 g/cm 3 , fortrinnsvis 1,44-2,30 g/cm 3, og som omfatter en oppløsning av minst et vannløselig salt av et fler-verdig metall, fortrinnsvis kalsiumklorid, kalsiumbromid, sinkklorid, sinkbromid og blandinger derav, som brønn-behandlingsvæske .
NO811456A 1980-05-05 1981-04-29 Polymert viskositetsregulerende middel samt anvendelse derav i broennbehandlingsvaesker. NO155785C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/146,286 US4392964A (en) 1980-05-05 1980-05-05 Compositions and method for thickening aqueous brines

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO811456L NO811456L (no) 1981-11-06
NO155785B true NO155785B (no) 1987-02-16
NO155785C NO155785C (no) 1987-05-27

Family

ID=22516668

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO811456A NO155785C (no) 1980-05-05 1981-04-29 Polymert viskositetsregulerende middel samt anvendelse derav i broennbehandlingsvaesker.

Country Status (5)

Country Link
US (1) US4392964A (no)
BR (1) BR8102719A (no)
CA (1) CA1166838A (no)
GB (1) GB2075041B (no)
NO (1) NO155785C (no)

Families Citing this family (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4582614A (en) * 1980-05-05 1986-04-15 Nl Industries, Inc. Compositions and method for thickening aqueous brines
US5009798A (en) * 1980-06-20 1991-04-23 Baroid Technology, Inc. Low fluid loss heavy brines containing hydroxyethyl cellulose
US4476032A (en) * 1981-05-08 1984-10-09 Nl Industries, Inc. Method of increasing the rate of hydration of activated hydroethyl cellulose compositions
US4439333A (en) * 1981-05-08 1984-03-27 Nl Industries, Inc. Heavy brine viscosifiers
AU550829B2 (en) * 1981-12-14 1986-04-10 N L Industries Inc. Activation of hydroxyethyl cellulose for use in heavy brines
US4439328A (en) * 1981-12-28 1984-03-27 Moity Randolph M Well servicing fluid additive
US4465601A (en) * 1982-01-11 1984-08-14 The Dow Chemical Company Composition and method for servicing wellbores
AU553329B2 (en) * 1982-03-11 1986-07-10 Baroid Technology, Inc. Brines containing hydroxyethyl cellulose
US4496468A (en) * 1982-03-29 1985-01-29 Nl Industries, Inc. Hydrated hydroxyethyl cellulose compositions
US4514310A (en) * 1982-08-31 1985-04-30 Mobil Oil Corporation High temperature stable fluids for wellbore treatment containing non-aqueous solvents
US4498994A (en) * 1982-08-31 1985-02-12 Mobil Oil Corporation High temperature stable drilling fluids containing non-aqueous solvents
US4629575A (en) * 1982-09-03 1986-12-16 Sbp, Inc. Well drilling and production fluids employing parenchymal cell cellulose
GB2131471B (en) * 1982-12-09 1986-10-22 British Petroleum Co Plc Adsorption reducing composition
US4460751A (en) * 1983-08-23 1984-07-17 Halliburton Company Crosslinking composition and method of preparation
US4524829A (en) * 1983-08-23 1985-06-25 Halliburton Company Method of altering the permeability of a subterranean formation
US4614601A (en) * 1984-04-02 1986-09-30 Nitto Chemical Industry Co., Ltd. Completion and workover fluids
US4661266A (en) * 1984-07-16 1987-04-28 Nitto Chemical Industry Co., Ltd. Completion and workover fluids
WO1986001253A1 (en) * 1984-08-07 1986-02-27 The Dow Chemical Company High-density brine fluid and use in servicing wellbores
US4626363A (en) * 1984-08-29 1986-12-02 National Starch And Chemical Corporation Cationic acrylamide emulsion polymer brine thickeners
GB8615478D0 (en) * 1986-06-25 1986-07-30 Bp Chem Int Ltd Low toxity oil composition
US4735659A (en) * 1986-08-18 1988-04-05 Phillips Petroleum Company Compositions and a process for preparing water dispersible polymers
US4726912A (en) * 1986-08-27 1988-02-23 Phillips Petroleum Company Stable suspensions of carboxymethyl cellulose and their preparation
US4762625A (en) * 1986-09-29 1988-08-09 Great Lakes Chemical Corp. Viscosifiers for brines utilizing hydrophilic polymer-mineral oil systems
US4758357A (en) * 1986-10-14 1988-07-19 Nl Industries, Inc. Dispersible hydrophilic polymer compositions for use in viscosifying heavy brines
US5186847A (en) * 1991-01-30 1993-02-16 Halliburton Company Methods of preparing and using substantially debris-free gelled aqueous well treating fluids
US5556832A (en) * 1992-09-21 1996-09-17 Union Oil Company Of California Solids-free, essentially all-oil wellbore fluid
WO1994006883A1 (en) * 1992-09-21 1994-03-31 Union Oil Company Of California Solids-free, essentially all-oil wellbore fluid
US6419019B1 (en) 1998-11-19 2002-07-16 Schlumberger Technology Corporation Method to remove particulate matter from a wellbore using translocating fibers and/or platelets
US6085844A (en) * 1998-11-19 2000-07-11 Schlumberger Technology Corporation Method for removal of undesired fluids from a wellbore
US6489270B1 (en) 1999-01-07 2002-12-03 Daniel P. Vollmer Methods for enhancing wellbore treatment fluids
US20030130133A1 (en) * 1999-01-07 2003-07-10 Vollmer Daniel Patrick Well treatment fluid
IL153232A0 (en) * 2002-12-02 2003-07-06 Bromine Compounds Ltd PREPARATION OF CaBr2 HYDRATES AND USES THEREOF
US8030249B2 (en) * 2005-01-28 2011-10-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US20060169182A1 (en) * 2005-01-28 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US7629296B2 (en) * 2005-11-16 2009-12-08 Rhodia Inc. Composition and method for thickening heavy aqueous brines with cationic guar
US7407915B2 (en) * 2005-11-29 2008-08-05 Baker Hughes Incorporated Polymer hydration method using microemulsions
US9574128B2 (en) 2007-07-17 2017-02-21 Schlumberger Technology Corporation Polymer delivery in well treatment applications
US9475974B2 (en) 2007-07-17 2016-10-25 Schlumberger Technology Corporation Controlling the stability of water in water emulsions
EP2438138B1 (en) * 2009-06-04 2016-03-30 Rhodia Opérations Methods and compositions for viscosifying heavy aqueous brines
US8544546B2 (en) * 2009-12-28 2013-10-01 Halliburton Energy Services, Inc. Delivering water-soluble polysaccharides for well treatments

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3049537A (en) * 1960-03-21 1962-08-14 Hercules Powder Co Ltd Water-soluble cellulose ethers and process
US3696035A (en) * 1970-11-04 1972-10-03 Dow Chemical Co Well treatments with thickened aqueous alcohol mixtures
US3852201A (en) * 1970-12-23 1974-12-03 J Jackson A clay free aqueous drilling fluid
US3898165A (en) * 1972-04-18 1975-08-05 Halliburton Co Compositions for fracturing high temperature well formations
US3922173A (en) * 1974-07-22 1975-11-25 Halliburton Co Temperature-stable aqueous gels
US4169797A (en) * 1975-12-24 1979-10-02 Phillips Petroleum Company Composition for acidizing subterranean formations
US4046197A (en) * 1976-05-03 1977-09-06 Exxon Production Research Company Well completion and workover method
GB2000799A (en) 1977-07-05 1979-01-17 Akzo Nv Liquid cellulose ether-containing compositions

Also Published As

Publication number Publication date
BR8102719A (pt) 1982-01-26
GB2075041B (en) 1984-07-25
US4392964A (en) 1983-07-12
NO155785C (no) 1987-05-27
CA1166838A (en) 1984-05-08
GB2075041A (en) 1981-11-11
NO811456L (no) 1981-11-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO155785B (no) Polymert viskositetsregulerende middel samt anvendelse derav i broennbehandlingsvaesker.
NO810352L (no) Dispergerbare hydrofile polymersammensetninger.
NO812926L (no) Dispergerbare hydrofile polymersammensetninger
US6780822B2 (en) Anhydride-modified chitosan, method of preparation thereof, and fluids containing same
NO304530B1 (no) FramgangsmÕte og blanding for Õ fremme gelstabilitet ved h°y temperatur for boridiserte galaktoforbindelser
US4439333A (en) Heavy brine viscosifiers
US4582614A (en) Compositions and method for thickening aqueous brines
US4420406A (en) Thickened heavy brines
EP0861120B1 (en) Oil-free, water-soluble, hydroxyethyl cellulose, liquid, polymer dispersion
AU2013309247B2 (en) Low toxicity viscosifier and methods of using the same
CA1176442A (en) Method of increasing the rate of hydration of activated hydroethyl cellulose compositions
NO176412B (no) Sammensetning for anvendelse ved forhöyelse av viskositeten av vandige medier samt brönnbehandlingsfluid omfattende denne
NO822414L (no) Vandige broennfluider.
US6465553B2 (en) Gum slurries
NO812494L (no) Fremgangsmaate for fremstilling av en homogen, viskoes broennbehandlingsvaeske i et borehull, og sammensetninger av broennbehandlingsvaesker
US11518930B2 (en) Methods and thermally stable aqueous borate-based cross-linking suspensions for treatment of subterranean formations
NO157541B (no) Viskoes, tung saltopploesnig for anvendelse ved oljeboring, og fremgangsmaate for oekning av dens viskositet og hydratiseringshastighet.
NO813177L (no) Fremgangsmaate for fremstilling av broennbehandlingsvaesker
NO302036B1 (no) Anvendelse av skleroglukanslam til boring av brönner med store diametre
CA1189302A (en) Activation of hydroxyethyl cellulose for use in heavy brines
NO159535B (no) Fremgangsmaate for fremstilling av tunge saltopploesninger inneholdende vaesketapsreduserende mengder av hydroksyetylcellulose.
WO2017083837A1 (en) Environmentally friendly, non-clay, aqueous-based, borate cross-linker slurries using boron-containing materials
WO2011011878A1 (en) Drilling fluid additive comprising an oil and multiple guar compounds
HU191289B (en) Jellied with borax-boric acid compositions in deep-boring