[go: up one dir, main page]

NO175750B - Vandig polysakkaridpreparat, fremgangsmåte for fremstilling derav og anvendelse av preparatet - Google Patents

Vandig polysakkaridpreparat, fremgangsmåte for fremstilling derav og anvendelse av preparatet Download PDF

Info

Publication number
NO175750B
NO175750B NO873783A NO873783A NO175750B NO 175750 B NO175750 B NO 175750B NO 873783 A NO873783 A NO 873783A NO 873783 A NO873783 A NO 873783A NO 175750 B NO175750 B NO 175750B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
preparation
volume
weight
preparation according
polysaccharide
Prior art date
Application number
NO873783A
Other languages
English (en)
Other versions
NO873783D0 (no
NO873783L (no
NO175750C (no
Inventor
Anthony John Clarke-Sturman
Phillip Leslie Sturla
Original Assignee
Shell Int Research
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 Shell Int Research filed Critical Shell Int Research
Publication of NO873783D0 publication Critical patent/NO873783D0/no
Publication of NO873783L publication Critical patent/NO873783L/no
Publication of NO175750B publication Critical patent/NO175750B/no
Publication of NO175750C publication Critical patent/NO175750C/no

Links

Classifications

    • 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
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08KUse of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
    • C08K3/00Use of inorganic substances as compounding ingredients
    • C08K3/16Halogen-containing compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08KUse of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
    • C08K5/00Use of organic ingredients
    • C08K5/04Oxygen-containing compounds
    • C08K5/09Carboxylic acids; Metal salts thereof; Anhydrides thereof
    • C08K5/098Metal salts of carboxylic acids
    • 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

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
  • Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
  • Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse gjelder vandige polysakkaridpreparater, fremstilling derav og deres anvendelse i brønnborings-operasjoner.
Det er kjent å anvende vandige polysakkaridpreparater i brønnboringsoperasjoner, f.eks. i olje- og gassbrønner. Eksempler på polysakkarider omfatter cellulosederivater, som f.eks. karboksy-etylcellulose, karboksymetylcellulose, karboksymetylhydroksyetyl-cellulose, alkylhydroksyalkylcelluloser, alkylcelluloser, alkyl-karboksyalkylcelluloser og hydroksyalkylcelluloser (spesielt hydroksyetylcellulose) og mikrobielle polysakkarider som f.eks. suksinoglykanpolysakkarider, skleroglukanpolysakkarider og xantanpolysakkarider.
Suksinoglykanpolysakkarider omfatter glukose og, for hver
7 mol glukose, 0,9 til 1,2 mol galaktose, 0,65 til 1,1 mol pyruvat, 0 til 2 mol suksinat og 0 til 2 mol acetat og fremstilles ved dyrkning av slimdannende arter av Pseudomonas, Rhizobium, Alcaligenes eller Agrobacterium, f.eks. Pseudomonas sp. NCIB 112 64, Pseudomonas sp. NCIB 11592 eller Agrobacterium radiobacter NCIB 11883, eller mutanter derav, som eksempelvis beskrevet i EP-A-40445 eller EP-A-138255.
Skleroglukanpolysakkarider omfatter lineære kjeder av /3-D- (l-*3) -bundne glukoserester med enkle glukosesidekjeder i /3-D- (1-^6) -bindinger, og fremstilles av sopper av slekten sklerotium.
Xantanpolysakkarider inneholder typisk mannose, glukose, glukuronsyre, O-acetylradikaler og acetal-bundet pyrodruesyre i molforhold 2:2:1:1:0,5, og fremstilles ved dyrkning av en art av xantomonas-bakterie, fortrinnsvis Xanthomonas campestris, f.eks. NRRL B-1459, som eksempelvis beskrevet i US-patent 4 299 825, eller Xantomonas campestris NCIB 11854, som beskrevet i EP-A-13 0647.
For å oppnå passende densitet for bruk i brønnboreoperasjoner er det vanlig for de kjente, vandige polysakkaridpreparatene å innblande vannløselige salter, f.eks. som beskrevet i GB-patent 1 549 734. Disse saltene er typisk halogenidsalter (f.eks. klorider og bromider) av en- eller toverdige kationer, som f.eks. natrium, kalium, kalsium og sink, f.eks. natriumklorid, kalium-klorid, kalsiumbromid eller sinkbromid.
Ett problem som oppstår i boreoperasjoner gjelder varmestabiliteten til kompletteringsvæsker, bearbeidingsvæsker og borevæsker. Temperaturene i formasjoner under overflaten stiger generelt omtrent rc pr. 30 meters dybde. Ethvert vandig polysakkaridpreparat har sin egen karakteristiske temperatur over hvilken det gjennomgår alvorlig kjemisk nedbrytning med uønsket reduksjon av viskositet, hvilket medfører begrensninger for dets bruk i boreoperasjoner under en tilsvarende dybde.
Additiver, f.eks. blandinger av polymere, alkaliske materialer som f.eks. det som selges av International Drilling Fluids (UK) Ltd., under varemerket "PTS 200", er brukt for å forbedre varmestabiliteten til vandige polysakkaridpreparater.
Det er nå overraskende funnet at varmestabiliteten til vandige polysakkaridløsninger kan økes signifikant ved innblanding av visse formiatsalter.
Ifølge foreliggende oppfinnelse tilveiebringes derfor et vandig polysakkaridpreparat omfattende 0,03 til 5 % vekt/volum av et vannløselig suksinoglykan- eller xantan-polysakkarid, 5 til 120% vekt/volum av minst ett salt av minst ett en-eller toverdig kation, hvori minst 0,05 % vekt/volum, basert på preparatet, av det minst ene saltet er formiat, idet resten av det minst ene saltet, om det foreligger noe, minst er ett halogenid.
Halogenidet velges mest hensiktsmessig fra klorid og bromid.
Det foretrekkes at det minst ene kation velges fra gruppen bestående ammonium, barium, cesium, kalsium, bly, litium, magnesium, mangan, kalium, rubidium, sølv, natrium, strontium, tallium og sink. Kalsium, kalium, natrium og sink er meget hensiktsmessige kationer.
Spesielt gode resultater er oppnådd ved bruk av xantanpolysakkarider i preparatene ifølge oppfinnelsen.
Det vannløselige polysakkaridet foreligger fortrinnsvis i en mengde på fra 0,1 til 2% vekt/volum, mer foretrukket 0,25 til 0,75% vekt/volum.
Det foretrekkes at det minst ene saltet foreligger i en mengde på minst 9% vekt/volum, og at formiatet foreligger i en mengde på minst 2% vekt/volum. Foredelaktig foreligger formiatet i en mengde på minst 10% vekt/volum. Om ønsket kan i det vesent-lige alt av det minst ene saltet være formiat.
Det vil være klart for fagmannen at 1% vekt/volum tilsvarer en konsentrasjon på 10 kg m"<3> (10 g/l) av preparatet.
Det vil være klart for fagmannen at tilfeldige mengder av andre salter, som f.eks. sulfater, nitrater og bikarbonater, også kan foreligge i preparatene ifølge oppfinnelsen, og uunngåelig vil foreligge i preparater der sjøvann, eller en annen naturlig fore-kommende saltløsning, anvendes for fremstilling av preparatet for å tilveiebringe minst noe av halogenidsaltet (der det foreligger).
Om ønsket kan preparatet også inneholde en antioksydant, f.eks. 2-merkaptobenzotiazol. Når 2-merkaptobenzotiazol anvendes, kan det hensiktsmessig innblandes i samme mengde vekt/volum, som det vannløselige polysakkaridet.
Det er fordelaktig at pH i preparatet er over 7, fortrinnsvis minst 9, av stabilitetsgrunner og for at preparatet skal være mindre korrosivt. pH kan reguleres ved tilsetning av passende reagenser, f.eks. natriumhydroksyd eller natriumkarbonat. Nærværet av et magnesiumsalt, f.eks. magnesiumklorid, i preparatet kan gjøre det mulig å oppnå en passende buffervirkning.
Oppfinnelsen tilveiebringer også en fremgangsmåte for fremstilling av et vandig polysakkaridpreparat ifølge oppfinnelsen, hvilken fremgangsmåte omfatter oppløsning av det minst 0,05% vekt/volum av formiatsaltet i et vandig preparat inneholdende det vannløselige polysakkaridet, med det minst ene halogenidet, når det foreligger. Det vil være klart for fagmannen at rekkefølgen for innføring av bestanddelene i preparatet primært er en hensiktsmessighetssak.
Ifølge oppfinnelsen tilveiebringes videre anvendelse av et preparat ifølge oppfinnelsen som en kompletteringsvæske, en bearbeidelsesvæske eller en borevæske i en brønnboreoperasjon.
Oppfinnelsen vil forstås bedre ved hjelp av de følgende illustrerende eksemplene.
Eksempler 1 til 4
Til løsninger av "SHELLFLO-XA" (varemerke) biopolymer (xantan-biopolymer) (2,85 kg m"<3> aktiv polymer) i syntetisk sjøvann ble følgende tilsatt: 2-merkaptobenzotiazol 2,85 kg m"<3>, magnesiumklorid 9,5 kg m"<3>, natriumhydroksyd til pH 10,0 (25°C) (dvs. inntil det begynner å vise seg et bunnfall av Mg(OH)2). Natriumformiat ble tilsatt til fem prøver av denne løsningen i følgende mengder: 0, 14,3, 28,5, 57,1 og 142,7 kg m"<3 >sluttløsning.
Syntetisk sjøvann var vann som inneholdt følgende bestand-deler:
Hver av de fem løsningene ble forseglet i glassflasker, og flaskene ble plassert i gasstette trykkbeholdere. Beholderne ble rullet i en ovn ved 140°C i 16 timer. Viskositeten i hver løsning ble målt ved 30°C og 10s "<1> skjærhastighet, ved bruk av et Haake Viskometer (CV 100) før og etter varmrullingen for å bestemme den bibeholdte viskositeten. Resultatene fremgår av tabell 1.
Eksempler 5 til 8
Løsninger i destillert vann ble fremstilt omfattende følgende: "SHELLFLO-XA" (varemerke) biopolymer (2,53 kg m"<3> aktiv polymer), 2-merkaptobenzotiazol 2,53 kg m"<3>, magnesiumklorid 9,5 kg m"<3>, 270 kg m"<3> av en blanding av natriumklorid og natriumformiat, natriumhydroksyd til pH 10,0 (25°C) . Forholdet mellom natriumformiat og natriumklorid ble variert for å gi syv prøver som varierer fra 0 til 101 kg m"<3> natriumf ormiat. Løsningene ble forseglet i glassflasker i gasstette trykkbeholdere og varmrullet i en ovn ved 150°C i 16 timer. Viskositeter før og etter rulling ble bestemt ved 30°C og 10 s"<1> skjærhastighet som i eksempler 1 til 4. Resultatene fremgår av tabell 2.
Eksempel 9
"SHELLFLO-XA" (varemerke) biopolymer ble brukt for å fortykke to borevaesker med forskjellig sammensetning, men med samme densitet ved 20°C (1,23 kg m"3) . Sammenligningsvæske C omfattet: "SHELLFLO-XA" (7,1 kg m"<3> aktiv polymer), "PTS 200" (varemerke) stabilisator 11,4 kg m"<3> ("PTS 200" stabilisator er en blanding av polymere, alkaliske materialer og selges av International Drilling Fluid (UK) Ltd.), kalsiumklorid 300 kg m"<3-> Eksempel 9-væsken omfattet: SHELLFLO-XA (7,1 kg m"<3> aktiv polymer), 2-merkaptobenzotiazol 7,1 kg m"<3>, magnesiumklorid 9,5 kg m"<3>, kaliumformiat 460 kg m"<3>, natriumhydroksyd til pH 10,0 (25°C) . Hver væske ble forseglet i en glassflaske inne i en gasstett trykkbeholder og
varmrullet i en ovn ved 153°C. Viskositeter ble målt ved 3 0°C og 10 s"<1> skjærhastighet før og etter rulling. Resultatene fremgår av tabell 3.
Eksempler 10 til 12
Løsninger i destillert vann ble fremstilt omfattende følgende: 2,53 kg m"<3> av "KELZAN XC" (varemerke) biopolymer, "KELZAN XCD" (varemerke) biopolymer eller "SHELLFLO-XA" (varemerke) biopolymer (alle xantanbiopolymerer), 2-merkaptobenzotiatzol 2,53 kg m"<3>, magnesiumklorid 9,5 kg rn"3, magnesiumklorid 9,5 kg m"<3>, kaliumformiat 500 kg m"<3>, natriumhydroksyd til pH 10,0 (25°C) . Løsningene ble forseglet i glassflasker inne i gasstette trykkbeholdere og varmrullet i en oven i 16 timer ved enten 13 0, 150 eller 160°C. Viskositeter før og etter rulling ble bestemt ved 30°C og 10 s"<1> skjærhastighet som i eksempler 1 til 4. Resultatene fremgår av tabell 4, hvor eksempel 10 gir resultatene for "KELZAN XC" biopolymer, eksempel 11 gir resultatene for "KELZAN XCD" biopolymer og eksempel 12 gir resultatene for "SHELLFLO-XA" biopolymer.
Eksempel 13 og 14
Løsninger ble fremstilt av "SHELLFLO-S" (varemerke) biopolymer (suksinoglykanbiopolymer) (2,53 kg m"<3> aktiv polymer) i destillert vann inneholdende 2-merkaptobenzotiatzol 2,53 kg m"<3>, magnesiumklorid 9,5 kg m'<3>, natriumhydroksyd til pH 10,0 (25°C) . Kaliumformiat ble tilsatt til prøver av denne løsningen i følgende mengder: 100, 200 kg m"<3> sluttløsning. Sammenligning D inneholder intet kaliumformiat. Løsningene ble forseglet i glassflasker inne i gasstette trykkbeholdere og varmrullet i en ovn i 16 timer ved 85°C. Viskositeter før og etter rulling ble bestemt ved 30°C og 10 s"<1> skjærhastighet som i eksempler 1 til 4. Resultatene fremgår av tabell 5.
Eksempler 15 og 16
Løsninger i destillert vann ble fremstilt omfattende
følgende: "SHELLFLO-XA" (varemerke) biopolymer (2,53 kg m"<3> aktiv polymer), magnesiumklorid 9,5 kg m"<3>, natriumhydroksyd til pH 10,0 (25°C) . Kaliumformiat ble tilsatt til prøver av denne løsningen i følgende mengde: 400 og 600 kg m"<3> sluttløsning. Sammenlignings-løsninger E og F ble fremstilt med samme sammensetning bortsett fra at kaliumformiat ble erstattet med kaliumacetat. Løsningene ble så forseglet i glassflasker inne i gasstette trykkbeholdere og varmrullet i en ovn i 16 timer ved 165°C. Viskositeter før og etter rulling ble bestemt ved 3 0°C og 10 s"<1> skjærhastighet som i eksempler 1 til 4. Resultatene fremgår av tabell 6.

Claims (11)

1. Vandig polysakkaridpreparat, karakterisert ved at det omfatter 0,03 til 5% vekt/volum av et vannløselig suksinoglykan- eller xantan-polysakkarid, 5 til 12 0% vekt/volum av minst ett salt av minst ett en- eller toverdig kation, hvori minst 0,05% vekt/volum, basert på preparatet, av det minst ene saltet er formiat, idet resten av det minst ene saltet, om det forekommer noe av det, er minst ett halogenid, og at preparatet har en pH-verdi på minst 7.
2. Preparat ifølge krav 1, karakterisert ved at pH-verdien er minst 9.
3. Preparat ifølge krav 1, karakterisert ved at halogenidet velges blant klorid og bromid.
4. Preparat ifølge krav 1 til 3, karakterisert ved at det minst ene kationet er valgt fra gruppen bestående av amonium, barium, cesium, kalsium, bly, litium, magnesium, mangan, kalium, rubidium, sølv, natrium, strontium, talium og sink.
5. Preparat ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 4, karakterisert ved at det vannløselige polysakkaridet er et mikrobielt polysakkarid.
6. Preparat ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 5, karakterisert ved at det vannløselige polysakkaridet er et xantan-polysakkarid.
7. Preparat ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 6, karakterisert ved at det vannløselige polysakkaridet foreligger i en mengde fra 0,1 til 2% vekt/volum, fortrinnsvis fra 0,25 til 0,75% vekt/volum.
8. Preparat ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 7, karakterisert ved at det minst ene saltet er tilstede i en mengde på minst 9% vekt/volum, og formiatet er tilstede i en mengde på minst 2% vekt/volum.
9. Preparat ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 8, karakterisert ved at formiatet foreligger i en mengde på minst 10% vekt/volum.
10. Fremgangmåte for fremstilling av et preparat ifølge ett av kravene 1 til 9, karakterisert ved at formiatsaltet i en mengde på minst 0,05% vekt/volum oppløses i et vandig preparat inneholdende det vannløselige polysakkaridet, med, når det foreligger, det minst ene halogenidet.
11. Anvendelse av et preparat ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 9 som en kompletteringsvæske, en bearbeidelsesvæske eller borevæske i en brønnboreoperasjon.
NO873783A 1986-09-12 1987-09-10 Vandig polysakkaridpreparat, fremgangsmåte for fremstilling derav og anvendelse av preparatet NO175750C (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB868622032A GB8622032D0 (en) 1986-09-12 1986-09-12 Aqueous polysaccharide compositions
CA000545750A CA1295120C (en) 1986-09-12 1987-08-31 Aqueous polysaccharide compositions

Publications (4)

Publication Number Publication Date
NO873783D0 NO873783D0 (no) 1987-09-10
NO873783L NO873783L (no) 1988-03-14
NO175750B true NO175750B (no) 1994-08-22
NO175750C NO175750C (no) 1994-11-30

Family

ID=25671489

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO873783A NO175750C (no) 1986-09-12 1987-09-10 Vandig polysakkaridpreparat, fremgangsmåte for fremstilling derav og anvendelse av preparatet

Country Status (10)

Country Link
US (1) US4900457A (no)
EP (1) EP0259939B1 (no)
AU (1) AU600519B2 (no)
CA (1) CA1295120C (no)
DE (1) DE3785279T2 (no)
DK (1) DK174277B1 (no)
GB (1) GB8622032D0 (no)
NO (1) NO175750C (no)
NZ (1) NZ221772A (no)
OA (1) OA08656A (no)

Families Citing this family (49)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2661186A1 (fr) * 1990-04-19 1991-10-25 Elf Aquitaine Boue de forage au scleroglucane.
FR2662447B1 (fr) * 1990-05-28 1994-07-01 Elf Aquitaine Application des boues au scleroglucane au forage des puits a gros diametre.
FR2665168B1 (fr) * 1990-07-30 1994-03-25 Rhone Poulenc Chimie Composition comportant un succinoglycane.
FI106559B (fi) * 1990-10-22 2001-02-28 Aqualon Co Natriumformiaattipitoisia fluidisoituja polymeerisuspensioita
FR2670794B1 (fr) * 1990-12-21 1994-07-22 Elf Aquitaine Application des boues au scleroglucane au forage des puits devies.
US5184679A (en) * 1991-11-27 1993-02-09 Shell Oil Company Gravel packing process
GB9211384D0 (en) * 1992-05-29 1992-07-15 Bp Chem Int Ltd Aqueous brines
FR2701490B1 (fr) * 1993-02-16 1995-04-14 Inst Francais Du Petrole Procédé de production d'un mout de xanthane ayant une propriété améliorée, composition obtenue et application de la composition dans une boue de forage de puits.
EP0621329A1 (en) * 1993-04-21 1994-10-26 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Removing fines from a spent aqueous drilling fluid
US5576271A (en) * 1993-05-12 1996-11-19 Phillips Petroleum Compay Composition and process for stabilizing viscosity or controlling water loss of polymer-containing water based fluids
FR2707280B1 (fr) * 1993-07-09 1995-10-13 Rhone Poulenc Chimie Composition aqueuse d'acide sulfamique épaissie.
US5514644A (en) * 1993-12-14 1996-05-07 Texas United Chemical Corporation Polysaccharide containing fluids having enhanced thermal stability
GB9404374D0 (en) * 1994-03-07 1994-04-20 Ici Plc Drilling fluids
US5612293A (en) * 1994-12-22 1997-03-18 Tetra Technologies, Inc. Drill-in fluids and drilling methods
US6015535A (en) * 1995-04-06 2000-01-18 Cabot Corporation Process for producing purified cesium compound from cesium alum
WO1997026311A1 (en) * 1996-01-16 1997-07-24 Great Lakes Chemical Corporation High density viscosified aqueous compositions
US5785747A (en) * 1996-01-17 1998-07-28 Great Lakes Chemical Corporation Viscosification of high density brines
AU3981897A (en) * 1996-08-16 1998-03-06 Monsanto Company Composition and method for viscosifying brines
US5881826A (en) 1997-02-13 1999-03-16 Actisystems, Inc. Aphron-containing well drilling and servicing fluids
US6123159A (en) * 1997-02-13 2000-09-26 Actisystems, Inc. Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability
US5804535A (en) * 1997-06-09 1998-09-08 Texas United Chemical Company, Llc. Well drilling and servicing fluids and methods of increasing the low shear rate viscosity thereof
US5916849A (en) * 1998-07-24 1999-06-29 Venture Innovations, Inc. Polysaccharide-containing well drilling and servicing fluids
DE19840632A1 (de) * 1998-09-05 2000-03-09 Clariant Gmbh Alkalicarboxylathaltige Bohrspülung mit verbesserten Korrosionseigenschaften
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
AU779992B2 (en) * 1999-05-21 2005-02-24 Cabot Corporation Polymer compositions
US6423802B1 (en) 1999-05-21 2002-07-23 Cabot Corporation Water soluble copolymers and polymer compositions comprising same and use thereof
FI112950B (fi) 1999-12-02 2004-02-13 Kemira Oyj Muurahaishapon suolojen ja niiden vesiliuosten käyttö hydrauliikkaväliaineena ja -väliaineessa
US6502637B2 (en) * 2000-03-27 2003-01-07 Clearwater, Inc. Treating shale and clay in hydrocarbon producing formations
US6649571B1 (en) 2000-04-04 2003-11-18 Masi Technologies, L.L.C. Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids
US7211550B2 (en) * 2000-07-14 2007-05-01 Cabot Corporation Compositions for controlling scaling and completion fluids
DK1360260T3 (da) 2001-02-14 2009-10-26 Cabot Specialty Fluids Inc Borevæsker indeholdende et alkalimetalformiat
US6454005B1 (en) * 2001-03-09 2002-09-24 Clearwater, Inc. Treating shale and clay in hydrocarbon producing formations with combinations of guar and potassium formate
US6746992B2 (en) 2001-07-25 2004-06-08 M-I, L.L.C. High density thermally stable well fluids
US6422325B1 (en) 2001-10-05 2002-07-23 Halliburton Energy Services, Inc. Method for reducing borehole erosion in shale formations
US7028771B2 (en) * 2002-05-30 2006-04-18 Clearwater International, L.L.C. Hydrocarbon recovery
US6905276B2 (en) * 2003-04-09 2005-06-14 The Clorox Company Method and device for delivery and confinement of surface cleaning composition
US20050101491A1 (en) * 2003-11-11 2005-05-12 Vollmer Daniel P. Cellulosic suspensions employing alkali formate brines as carrier liquid
US20050101490A1 (en) * 2003-11-11 2005-05-12 Vollmer Daniel P. Cellulosic suspensions of alkali formate and method of using the same
US7268101B2 (en) * 2003-11-13 2007-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Formate based liquid gel concentrates
US7749941B2 (en) * 2003-12-24 2010-07-06 Halliburton Energy Services, Inc. Method and composition for improving performance of aqueous and polymer based fluids at high temperatures
US7541316B2 (en) * 2005-02-04 2009-06-02 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore treatment fluids having improved thermal stability
US7528095B2 (en) * 2005-02-04 2009-05-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for improving the thermal stability of aqueous polymeric wellbore treatment fluids
DE102006029265A1 (de) * 2006-06-26 2008-01-03 Basf Construction Polymers Gmbh Verwendung von Dicarbonyl-Verbindungen zur Erhöhung der Temperaturstabilität von Biopolymeren bei der Erdöl- und Erdgasexploration
US8003578B2 (en) * 2008-02-13 2011-08-23 Baker Hughes Incorporated Method of treating a well and a subterranean formation with alkali nitrate brine
US8183183B2 (en) 2010-06-23 2012-05-22 Schlumberger Technology Corporation Method of treating a wellbore at high temperature in contact with carbon dioxide
US8623790B2 (en) 2010-12-21 2014-01-07 Newpark Drilling Fluids Llc Method of drilling a subterranean well with crosslinked polyacrylic acid
CA3050430A1 (en) 2017-02-03 2018-08-09 Saudi Arabian Oil Company Compositions and methods of use of water-based drilling fluids with increased thermal stability
US11746275B2 (en) 2019-05-24 2023-09-05 Schlumberger Technology Corporation Inhibitive divalent wellbore fluids, methods of providing said fluids, and uses thereof

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2571093A (en) * 1948-01-27 1951-10-16 Union Oil Co Composition and treatment of drilling fluids
US4048079A (en) * 1973-10-09 1977-09-13 Phillips Petroleum Company Aqueous gels and uses thereof
GB1549734A (en) * 1977-06-02 1979-08-08 Int Drilling Fluids Ltd Preparation of slurries
CA1173771A (en) * 1980-05-21 1984-09-04 Roger E. Cripps Fluid displacement with heteropolysaccharide solutions, and the microbial production of heteropolysaccharides
US4299825A (en) * 1980-07-03 1981-11-10 Celanese Corporation Concentrated xanthan gum solutions
US4486340A (en) * 1980-08-08 1984-12-04 Union Carbide Corporation Treatment of water thickened systems
CA1168846A (en) * 1980-09-25 1984-06-12 James C. Hatfield Non-aqueous slurries used as thickeners
US4427556A (en) * 1980-10-14 1984-01-24 Nl Industries, Inc. Dispersible hydrophilic polymer compositions
US4371443A (en) * 1981-02-09 1983-02-01 Halliburton Company Method of and composition for acidizing subterranean formations
US4536297A (en) * 1982-01-28 1985-08-20 Halliburton Company Well drilling and completion fluid composition
GB8317696D0 (en) * 1983-06-29 1983-08-03 Shell Int Research Preparing xanthomonas heteroplysaccharide
GB8325445D0 (en) * 1983-09-22 1983-10-26 Shell Int Research Preparing succinoglucan type of heteropolysaccharide
FR2552441B1 (fr) * 1983-09-28 1985-12-13 Elf Aquitaine Procede de stabilisation thermique de solutions aqueuses de polysaccharides et son appplication aux fluides de forage
JPS60118722A (ja) * 1983-12-01 1985-06-26 Nitto Chem Ind Co Ltd キサンタンガム水溶液の安定化法
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
FR2593823B1 (fr) * 1986-01-31 1988-09-16 Rhone Poulenc Chimie Compositions acides pseudoplastiques utilisables pour le nettoyage des surfaces

Also Published As

Publication number Publication date
GB8622032D0 (en) 1986-10-22
CA1295120C (en) 1992-02-04
EP0259939A3 (en) 1989-10-18
AU7824987A (en) 1988-03-17
OA08656A (en) 1988-11-30
EP0259939A2 (en) 1988-03-16
DK472587D0 (da) 1987-09-10
AU600519B2 (en) 1990-08-16
NO873783D0 (no) 1987-09-10
DK174277B1 (da) 2002-11-04
DE3785279T2 (de) 1993-07-29
NO873783L (no) 1988-03-14
NO175750C (no) 1994-11-30
EP0259939B1 (en) 1993-04-07
NZ221772A (en) 1990-04-26
DE3785279D1 (de) 1993-05-13
US4900457A (en) 1990-02-13
DK472587A (da) 1988-03-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO175750B (no) Vandig polysakkaridpreparat, fremgangsmåte for fremstilling derav og anvendelse av preparatet
CA2338444C (en) Polysaccharide-containing well drilling and servicing fluids
Baird et al. Industrial applications of some new microbial polysaccharides
US7322414B2 (en) Crosslinkable-polymer compositions and associated methods
US6607035B1 (en) Preventing flow through subterranean zones
US5403820A (en) Environmentally safe water base drilling fluid
NO310314B1 (no) Fremgangsmåte og fluid for å lette fjerning av filterkake i borehull
NO322732B1 (no) Saltlakebasert bore- og vedlikeholdsfluid.
EP1739123A2 (en) Crosslinkable-polymer compositions and method of treating a subterranean formation
NO750554L (no)
US5110484A (en) Drilling fluid with stabilized browning reaction anionic carbohydrate
NO346701B1 (no) Fremgangsmåte for å produsere vedlikeholdsvæsker for oljefelt
Calvo et al. Some rheological properties of the extracellular polysaccharide produced by Volcaniella eurihalina F2-7
US4873323A (en) Acid/heat modified polysaccharide biopolymers
US5106517A (en) Drilling fluid with browning reaction anionic carbohydrate
EP0770660A1 (en) Starch additive for drilling fluids
US4260741A (en) Low-density xanthan gums
NO156424B (no) Fortykkede saltopploesninger.
EP1661555B1 (en) Method of delaying the setting time of crosslinked lost circulation control pills
US8158720B2 (en) Crosslinkable polymer compositions and associated methods
US20020137635A1 (en) Fluids for use in oilfield development comprising deacetylated xanthan gum and at least one compound increasing the ionic strength of the medium
NO302953B1 (no) Vannbasert fluid til bruk ved boring, komplettering og vedlikehold av brönner for utvinning av naturrikdommer
NO337700B1 (no) Bore- og vedlikeholdsfluid, samt fremgangsmåte for å øke viskositeten ved lav skjærhastighet for et borefluid og vedlikeholdsfluid
US4517101A (en) Reduced biodegradability in a polymer flood process
US4898819A (en) Heteropolysaccharide solutions stabilized against viscosity loss over temperature and time