NO161625B - VERY DRILL BAG. - Google Patents
VERY DRILL BAG. Download PDFInfo
- Publication number
- NO161625B NO161625B NO850277A NO850277A NO161625B NO 161625 B NO161625 B NO 161625B NO 850277 A NO850277 A NO 850277A NO 850277 A NO850277 A NO 850277A NO 161625 B NO161625 B NO 161625B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- weight
- drilling fluid
- polymers
- stated
- drilling
- Prior art date
Links
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
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)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Control And Other Processes For Unpacking Of Materials (AREA)
- Packages (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en vandig borevæske (boreslam) for anvendelse under boring av et borehull, omfattende a) 2 - 8 vekt% leire; b) 0,1-3 vekt % av et fortykningsmiddel (filtratreduserende The present invention relates to an aqueous drilling fluid (drilling mud) for use during the drilling of a borehole, comprising a) 2-8% clay by weight; b) 0.1-3% by weight of a thickening agent (filtrate reducer
middel) som i alt vesentlig består av en organisk polymer agent) which essentially consists of an organic polymer
eller blanding av organiske polymerer med en molekylvekt fra 2.000 til 3.000.000; or mixture of organic polymers with a molecular weight from 2,000 to 3,000,000;
c) 1-10 vekt% K2C03; og c) 1-10% by weight K 2 CO 3 ; and
d) eventuelt 0,05 - 2 vekt% fluidiserende midler, d) optionally 0.05 - 2% by weight of fluidizing agents,
e) eventuelt en effektiv mengde av et vannoppløselig e) optionally an effective amount of a water-soluble
vektøkende middel, weight gainer,
f) eventuelt 5-30 vekt% tetningsmiddel mot sirkulasjonstap, f) possibly 5-30% by weight sealant against loss of circulation,
g) eventuelt 0,5-2 vekt% overflateaktive midler; og g) possibly 0.5-2% by weight surfactants; and
h) vann, h) water,
og det særegne ved den vandige borevæske i henhold til and the peculiarity of the aqueous drilling fluid according to
oppfinnelsen er at borevæsken inneholder 1-10 vekt% K2CO3. the invention is that the drilling fluid contains 1-10% by weight K2CO3.
Disse og andre trekk ved oppfinnelsen fremgår av patent-kravene. These and other features of the invention appear in the patent claims.
Borevæsken i henhold til oppfinnelsen har antisvellende egenskaper overfor leirene. The drilling fluid according to the invention has anti-swelling properties towards the clays.
Borevæsker inneholdende K<+->ioner er kjent idet innholdet av disse ioner i samsvar med kjent teknikk er nødvendig for å inhibere svellingen av plastiske leirer. Drilling fluids containing K<+> ions are known, as the content of these ions in accordance with known technology is necessary to inhibit the swelling of plastic clays.
I slike slam kommer K<+->ionene hovedsakelig fra KC1, mens mindre mengder av kaliumioner også kan tilføres ved hjelp av kaliumholdige lignitter, kaliumholdige overflateaktive midler og KOH. In such sludges, the K<+->ions come mainly from KC1, while smaller amounts of potassium ions can also be added with the help of potassium-containing lignites, potassium-containing surfactants and KOH.
Mengden av KC1 som anvendes (i gjennomsnitt fra 4 til 5 %) tillater på den ene side en god virkning av leireinnholdet, men på den annen side fører nærværet av Cl~-anioner til økning av korrosjonshastigheten på grunn av oksygen oppløst i væsken. The amount of KC1 used (on average from 4 to 5%) allows on the one hand a good effect of the clay content, but on the other hand the presence of Cl~ anions leads to an increase in the corrosion rate due to oxygen dissolved in the liquid.
Kloridionene er tilstede i borevæskeet i en konsentrasjon tilsvarende de høyeste korrosjonshastigheter (35 g/l som NaCl). The chloride ions are present in the drilling fluid in a concentration corresponding to the highest corrosion rates (35 g/l as NaCl).
Det er også kjent brønn-kompletteringsvæsker inneholdende kaliumkarbonat idet disse væsker har en relativ densitet på mer enn 1,190. Well completion fluids containing potassium carbonate are also known, these fluids having a relative density of more than 1.190.
Det er overraskende funnet at kaliumkarbonat kan anvendes i en passende slamblanding også for boreformål. It has surprisingly been found that potassium carbonate can be used in a suitable mud mixture also for drilling purposes.
De prosentandeler som er angitt for komponentene i borevæsken refererer til rent vann. Tetningsmidlene, de fluidiserende midler, de vektøkende midler og de overflateaktive midler anvendes på basis av kravene ved boringen, men ikke i mengder utenfor de områder som er nevnt i det foregående. The percentages stated for the components in the drilling fluid refer to pure water. The sealing agents, the fluidizing agents, the weight-increasing agents and the surface-active agents are used on the basis of the requirements of the drilling, but not in quantities outside the ranges mentioned above.
Leirene, anvendt som enkeltprodukter eller som blandinger derav, velges foretrukket blant bentonitt, attapulgitt og sepiolitt. The clays, used as individual products or as mixtures thereof, are preferably selected from among bentonite, attapulgite and sepiolite.
Fortykningsmidlene (filtratreduserende midler) som kan anvendes i borevæsken i samsvar med oppfinnelsen er organiske polymerer med en molekylvekt i området fra 2.000 til 3.000.000, og er spesielt syntetiske polymerer foretrukket valgt blant kopolymerer av vinylacetat og maleinsyreanhydrid, polyakrylater, polyakrylamider, polyakrylnitriler, naturlige polymerer, foretrukket valgt blant stivelse, karboksymetyl-cellulose, karboksymetyl-hydroksyetylcellulose, guargummi og biopolymerer, spesielt xantangummi. Det er mulig å anvende blandinger av de ovennevnte komponenter. The thickeners (filtrate reducing agents) that can be used in the drilling fluid in accordance with the invention are organic polymers with a molecular weight in the range from 2,000 to 3,000,000, and are particularly synthetic polymers preferably chosen from copolymers of vinyl acetate and maleic anhydride, polyacrylates, polyacrylamides, polyacrylonitriles, natural polymers, preferably selected from starch, carboxymethyl cellulose, carboxymethyl hydroxyethyl cellulose, guar gum and biopolymers, especially xanthan gum. It is possible to use mixtures of the above components.
De fluidiserende midler er foretrukket valgt blant tanniner, alkalimetall-polyfosfater, behandlede ligniner, lignosulfonater, spesielt av jern eller krom. Det er mulig å anvende blandinger av de ovennevnte komponenter. The fluidizing agents are preferably selected from among tannins, alkali metal polyphosphates, treated lignins, lignosulfonates, especially of iron or chromium. It is possible to use mixtures of the above components.
De vektøkende midler velges foretrukket blant barytt (BaS04), kalksten (CaC03) , hematitt (Fe2C>3) , magnetitt ^304) , sideritt (FeCC>3) , idet de nevnte mineraler kan være rene eller av teknisk renhet. Det er mulig å anvende blandinger av de ovennevnte komponenter. The weight-increasing agents are preferably selected from among barite (BaSO4), limestone (CaCO3), hematite (Fe2C>3), magnetite (304), siderite (FeCC>3), as the mentioned minerals can be pure or of technical purity. It is possible to use mixtures of the above components.
Tetningsmidlene mot sirkulasjonstap kan være lamellære, som cellofan, glimmer, vermikulitt, eller kornformede som kalksten, gilsonitt, mandelskall, eller også fibrøse som asbest, halm, vegetabilske fibre, alt på basis av kravene ved boringen. Det er mulig å anvende blandinger av de ovennevnte komponenter. The sealing agents against circulation loss can be lamellar, such as cellophane, mica, vermiculite, or granular such as limestone, gilsonite, almond shell, or also fibrous such as asbestos, straw, vegetable fibres, all based on the requirements of the drilling. It is possible to use mixtures of the above components.
De overflateaktive midler kan alt etter kravene være anioniske, kationiske eller også av ikke-ionisk type. Depending on the requirements, the surfactants can be anionic, cationic or also non-ionic.
De tester som ble gjennomført med borevæsken i samsvar med oppfinnelsen tillater oppnpåelse av følgende fordeler: The tests carried out with the drilling fluid in accordance with the invention allow the following advantages to be observed:
1) Med hensyn til boringen: 1) With regard to the drilling:
a) Væskene inneholdende K2CO3 inhiberer effektivt svelling av plastiske leirer. b) Den større mengde av kaliumatomer pr. molekyl tillater en besparelse, regnet sem KC1, på 7 vekt%. c) Hydrolyse-pH (> 11) er slik at behovet for bruk av sterke alkalier som for eksempel NaOH og KOH, nød-vendige for å opprettholde det alkaliske miljø i systemet i nærvær av KC1, elimineres. d) Nærværet av K2CO3 hindrer ikke bruk av kjemiske slam-korreksj onsmidler. e) Boreavfallet krever mindre omstendelig fysikalsk kjemisk behandling. 2) Med hensyn til fenomenet med korrosjon av metalliske materialer: a) Den korroderende virkning av borevæskene inneholdende K2CO3 er klart lavere ikke bare enn a) The liquids containing K2CO3 effectively inhibit the swelling of plastic clays. b) The greater amount of potassium atoms per molecule allows a saving, calculated sem KC1, of 7% by weight. c) Hydrolysis pH (> 11) is such that the need for the use of strong alkalis such as NaOH and KOH, necessary to maintain the alkaline environment in the system in the presence of KC1, is eliminated. d) The presence of K2CO3 does not prevent the use of chemical sludge correction agents. e) The drilling waste requires less extensive physical and chemical treatment. 2) With regard to the phenomenon of corrosion of metallic materials: a) The corrosive effect of the drilling fluids containing K2CO3 is clearly lower not only than
ved de KCl-holdige væsker som sådanne, men også lavere enn for de KCl-holdige systemer som behandles med oksygenbindende midler og korrosjonsinhibitorer. with the KCl-containing liquids as such, but also lower than for the KCl-containing systems that are treated with oxygen binding agents and corrosion inhibitors.
b) Den høyere alkalinitet av borevæsker eller slam i samsvar med oppfinnelsen er slik at mulige b) The higher alkalinity of drilling fluids or mud in accordance with the invention is such that possible
innføringer av CO2 og H2S kontrolleres. introductions of CO2 and H2S are controlled.
3) Med hensyn til lønnsomheten: 3) With regard to profitability:
Markedsforskning har vist at kaliumkarbonat koster omtrent 60 % mer enn KCl levert direkte fra produsent. Market research has shown that potassium carbonate costs approximately 60% more than KCl supplied directly from the manufacturer.
Ved imidlertid å se på borevæskene som et hele vil borevæskene inneholdende kaliumkarbonat vise seg å være billigere, spesielt på grunn av: a) Det høye renhetsnivå av det industrielle produkt (98 - 100 %) tillater at forbruket kan reduseres. However, looking at the drilling fluids as a whole, the drilling fluids containing potassium carbonate will prove to be cheaper, especially due to: a) The high level of purity of the industrial product (98 - 100%) allows consumption to be reduced.
b) NaOH og KOH kan elimineres. b) NaOH and KOH can be eliminated.
c) De dyre korrosjonsinhibitorer kan elimineres. c) The expensive corrosion inhibitors can be eliminated.
d) Boreavfallet kan underkastes fysikalsk-kjemiske behandlinger i mindre utstrekning (ved at de er fri d) The drilling waste can be subjected to physico-chemical treatments to a lesser extent (in that they are free
for klorider). for chlorides).
Resultatene er vist i det følgende for eksemplifisering av oppfinnelsen, oppnådd ved hjelp av reologiske tester for sammenligning av en borevæske i samsvar med oppfinnelsen (K2C03-slam) og en borevæske: inneholdende KCl (KCl-slam) med følgende sammensetning: The results are shown in the following to exemplify the invention, obtained by means of rheological tests for the comparison of a drilling fluid in accordance with the invention (K2C03 mud) and a drilling fluid: containing KCl (KCl mud) with the following composition:
Den etterfølgende tabell 1 angir typen av de gjennomførte tester og en kommentar vedrørende sammenligning av de oppnådde resultater. The following table 1 indicates the type of tests carried out and a comment regarding comparison of the results obtained.
Claims (8)
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
IT19307/84A IT1173505B (en) | 1984-01-25 | 1984-01-25 | AQUEOUS DRILLING FLUID |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO850277L NO850277L (en) | 1985-07-26 |
NO161625B true NO161625B (en) | 1989-05-29 |
NO161625C NO161625C (en) | 1989-09-06 |
Family
ID=11156594
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO850277A NO161625C (en) | 1984-01-25 | 1985-01-23 | VERY DRILL BAG. |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
EG (1) | EG19739A (en) |
GB (1) | GB2153411B (en) |
IT (1) | IT1173505B (en) |
NO (1) | NO161625C (en) |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4988450A (en) * | 1988-03-15 | 1991-01-29 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Shale-stabilizing drilling fluid additives |
US4883537A (en) * | 1988-12-28 | 1989-11-28 | Aqualon Company | Aqueous suspension of carboxymethylcellulose |
DK0738310T3 (en) * | 1993-05-28 | 2001-01-22 | Norske Stats Oljeselskap | Tightening fluid for tapping a zone in an underground formation |
MXPA04004343A (en) * | 2003-05-06 | 2007-06-29 | Masi Technologies Llc | Colloidal and colloidal-like systems in aqueous, clay-based fluids. |
GB2448683A (en) * | 2007-04-02 | 2008-10-29 | Kmc Oiltools Bv | Drilling fluid including potassium sulphate and/or carbonate |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2089397B (en) * | 1980-12-12 | 1985-06-12 | Int Drilling Fluids Ltd | High density wellbore fluids |
-
1984
- 1984-01-25 IT IT19307/84A patent/IT1173505B/en active
-
1985
- 1985-01-21 GB GB08501466A patent/GB2153411B/en not_active Expired
- 1985-01-23 NO NO850277A patent/NO161625C/en unknown
- 1985-01-23 EG EG4585A patent/EG19739A/en active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB8501466D0 (en) | 1985-02-20 |
IT1173505B (en) | 1987-06-24 |
EG19739A (en) | 1996-01-31 |
GB2153411A (en) | 1985-08-21 |
GB2153411B (en) | 1986-09-24 |
NO850277L (en) | 1985-07-26 |
NO161625C (en) | 1989-09-06 |
IT8419307A0 (en) | 1984-01-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3878110A (en) | Clay-free aqueous sea water drilling fluids containing magnesium oxide or calcium oxide as an additive | |
US5080809A (en) | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources | |
US5186257A (en) | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources | |
US4644020A (en) | Production of high molecular weight vinyl lactam polymers and copolymers | |
NO151292B (en) | CLAY-BASED DRILL OR COMPLETION SLAM WITH LOW VISCOSITY AND GOOD TEMPERATURE RESISTANCE | |
US4526693A (en) | Shale and salt stabilizing drilling fluid | |
US4652623A (en) | Polymers for use as filtration control aids in drilling muds | |
AU767777B2 (en) | Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids | |
SA518391099B1 (en) | A High-Temperature High-Pressure Stable Synthetic Polymer for Water Based Oil-Well Servicing Fluids | |
NO843841L (en) | WATER-SOLUBLE TER POLYMES, AND PROCEDURES FOR PREPARING SUCH A | |
EA007929B1 (en) | High performance water based drilling mud and method of use | |
EP2651827A1 (en) | Lignosulfonate grafts with an acid, ester and non-ionic monomers | |
US5032296A (en) | Well treating fluids and additives therefor | |
CA2104559C (en) | Blended drilling fluid thinner | |
US5135909A (en) | Drilling mud comprising tetrapolymer consisting of N-vinyl-2-pyrrolidone, acrylamidopropanesulfonic acid, acrylamide, and acrylic acid | |
CA1170445A (en) | Aqueous drilling and packer fluids | |
US4797450A (en) | Additives for water-base drilling fluid and process | |
NO161625B (en) | VERY DRILL BAG. | |
US4235727A (en) | Humate thinners for drilling fluids | |
US3332872A (en) | Drilling fluid | |
EP0600343B1 (en) | Tin/cerium compounds for lignosulfonate processing | |
NO135940B (en) | ||
US20060137878A1 (en) | Drilling fluid additive and method | |
US5380705A (en) | Drilling mud comprising tetrapolymer consisting of n-vinyl-2-pyrrolidone, acrylamidopropanesulfonicacid, acrylamide, and acrylic acid | |
EP0143508A2 (en) | Additive for water-base drilling fluid and process |