NO136674B

NO136674B -

Info

Publication number: NO136674B
Application number: NO445573A
Authority: NO
Inventors: C O Walker
Original assignee: Texaco Development Corp
Priority date: 1972-11-24
Filing date: 1973-11-21
Publication date: 1977-07-11
Also published as: ES420802A1; JPS4982501A; DE2349405A1; NL7316025A; CA995888A; GB1404112A; NO136674C

Description

Oppfinnelsen dreier seg om en vandig borevæske omfattende The invention relates to an aqueous drilling fluid comprising

en vandig fase og en dispergert fast' fase, og særlig en vandig borevæske med lavt faststoffinnhold og høy filtreringshastighet, an aqueous phase and a dispersed solid phase, and in particular an aqueous drilling fluid with a low solids content and high filtration rate,

som gir øket borehastighet og har skiferregulerende egenskaper. which provides increased drilling speed and has shale-regulating properties.

Borevæsker, eller boreslam, som de også kalles, er opp-slemminger av leiraktige faste stoffer, som brukes ved boring av hull, i jordformasjoner, av den type som bores for utvinning av un-derjordiske avsetninger av olje, gass eller andre væsker. Slike borevæsker har en rekke forskjellige funksjoner, de viktigste er å fjerne utboret materiale fra borehullet, forsegling av permeable formasjoner av gass, olje eller vann som eventuelt møtes i forskjellig høyde etter hvert som hullet bores i formasjonen, smøring av boreredskap og borerøret som bærer redskapet, og å holde utboret materiale suspendert hvis boringen eller pumpingen av borevæske stanses. Drilling fluids, or drilling mud, as they are also called, are slurries of clay-like solids, which are used when drilling holes, in soil formations, of the type drilled for the extraction of underground deposits of oil, gas or other liquids. Such drilling fluids have a number of different functions, the most important of which are to remove drilled material from the borehole, sealing of permeable formations of gas, oil or water that may be encountered at different heights as the hole is drilled in the formation, lubrication of the drilling tool and the drill pipe that carries the tool , and to keep drilled material suspended if the drilling or pumping of drilling fluid is stopped.

En ideell borevæske er en tiksotrop væske, dvs. en væske hvis tilsynelatende viskositet synker når rørekraften eller skjær-kraften øker (disse krefter forårsakes av pumping eller annen sirkulasjon av væsken gjennom borestrengen), men når slik røring, skjær-kraft eller sirkulasjon stanses, vil væsken danne en geleaktig struk- An ideal drilling fluid is a thixotropic fluid, i.e. a fluid whose apparent viscosity decreases as agitation or shear increases (these forces are caused by pumping or other circulation of the fluid through the drill string), but when such agitation, shear or circulation ceases, will the liquid form a gel-like structure

tur som vil bære de utborede materialer og hindre dem fra å falle ned igjen i bunnen av borehullet. Geledannelseshastigheten, gelingstiden, trip which will carry the excavated materials and prevent them from falling back to the bottom of the borehole. The gelation rate, the gelation time,

må være så liten at boregodset (det utborede materiale) faller tilbake bare en kort avstand før gelstrukturen er tilstrekkelig sterk til å must be so small that the drill material (the drilled material) falls back only a short distance before the gel structure is sufficiently strong to

bære dette materialet. Det er viktig å holde gelingsgraden og gelingshastigheten innen snevre grenser, siden en for kraftig geldannelse vil forhindre gjenopptagelse av boreoperasjonen, og utilstrekkelig geldannelse vil tillate boregodset å falle tilbake til bunnen i hullet som kan føre til gjentetting av borerøret. wear this material. It is important to keep the degree of gelation and the rate of gelation within narrow limits, since too much gelation will prevent the resumption of the drilling operation, and insufficient gelation will allow the drilling material to fall back to the bottom of the hole which can lead to resealing of the drill pipe.

Innen moderne rotasjonsboringsteknikk består vanlig Within modern rotary drilling technology, the usual consists

praksis i pumping av en borevæske med egnet viskositet, geldannings-hastighet og gelstyrke ned gjennom midtkanalen i borestrengen, gjennom dysene i bormeiselen som er forbundet med bunnen av borestrengen hvor væsken strømmer nedover, utover og rører opp det materialet som bores ut av boremeiselen. Denne strålevirkning hjelper til under boreoperasjonen, rører opp boregods dannet 'fra formasjonen og medvirker til å transportere boregodset bort fra det aktuelle boreområdet og opp til overflaten. Borevæsken går oppover gjennom det ringformede rom mellom utsiden av borestrengen og veggen i hullet som bores. Borevæsken må practice in pumping a drilling fluid of suitable viscosity, gelling speed and gel strength down through the central channel in the drill string, through the nozzles in the drill bit which are connected to the bottom of the drill string where the fluid flows downwards, outwards and stirs up the material being drilled out of the drill bit. This radiation effect helps during the drilling operation, stirs up drilling material formed from the formation and helps to transport the drilling material away from the drilling area in question and up to the surface. The drilling fluid travels upwards through the annular space between the outside of the drill string and the wall of the hole being drilled. The drilling fluid must

ha tilstrekkelig viskositet til at den når den pumpes eller beveges på annen måte vil bære og transportere sand og boregods på tilbakeveien mot jordoverflaten. Når boreoperasjoren stanses eller man stanser pumping av borevæske, må gelingshastigheten og -styrken være stor nok til å bære de utborede stoffer og andre partikkelformede materialer i dettte ringformede rom og hindre at godset faller tilbake til bunnen av hullet. have sufficient viscosity so that when it is pumped or moved in another way, it will carry and transport sand and drilling material on the way back to the earth's surface. When the drilling operation is stopped or the pumping of drilling fluid is stopped, the gelation speed and strength must be great enough to carry the excavated substances and other particulate materials in this annular space and prevent the material from falling back to the bottom of the hole.

Når det bores hull i meget permeablé formasjoner, setter man visse stoffer til borevæsken for å øke dens tendens til å danne en slamkake på borehullveggen mot den porøse formasjon, når den væske-formede filtratfase "filtreres" inn i den porøse formasjon. I meget permeablé formasjoner vil det være ønskelig å ha tilstrekkelig kolloidalt stoff i borevæsken til at det dannes en tynn ugjennom-trengelig kake mot formasjonen så hurtig som mulig. Hurtig dannelse av en egnet filterkake er nødvendig for å redusere filtreringshastigheten hurtig etter hvert som denne kaken dannes, og også for å hindre dannelsen av en altfor tykk kake som kan øke friksjonen mellom den roterende borestreng og borehullet og som også kan redusere den ring-.formede strømhingskanal som borevæsken strømmer gjennom opp mot jordoverflaten * When drilling holes in highly permeable formations, certain substances are added to the drilling fluid to increase its tendency to form a mud cake on the borehole wall against the porous formation, when the liquid filtrate phase is "filtered" into the porous formation. In highly permeable formations, it will be desirable to have sufficient colloidal substance in the drilling fluid so that a thin impermeable cake forms against the formation as quickly as possible. Rapid formation of a suitable filter cake is necessary to reduce the rate of filtration rapidly as this cake forms, and also to prevent the formation of an excessively thick cake which can increase the friction between the rotating drill string and the borehole and which can also reduce the ring-. shaped flow hanging channel through which the drilling fluid flows up towards the earth's surface *

Enkelte steder støter man på formasjoner kjent som ustabil eller svellende (leir)skifer som må gjennombores på veien. Når man borer hull i disse ustabile skiferformasjoner og bruker vanlige vandige borevæsker, kan man støte på betraktelige vanskeligheter. Visse skifertyper,-'slike som finnes i områdene ved dén Meksikanske Golf i Texas og Louisiana inneholder betraktelige konsentrasj oner av slamdannende leirer eller mineraler som natrium-montmorillonit som hår tendens til å svelle opp ved hydrering eller absorpsjon av vann fra borevæsken og medføre en umiddelbar 'økning i borevæskens viskositet og geling. Denne tilførsel av hydratiserte leirestoffer til borevæsken må mot-virkes ved tilførsel av vann, eller man må bruke en kjemisk borevæske for å stabilisere disse oppsvellende leirskifer-matérialer. I forbindelse med ustabile skiferformasjoner som inneholder vann-hydrati-serbare leirstoffer, har man utviklet borevæskesystemer som i tilstrekkelig grad stabiliserer skifertverrsnittene ved boring. F.eks. beskriver U.S. patent nr. 2.802.783 et kjemisk system som har vist In some places, you come across formations known as unstable or swelling (clay) shale, which have to be drilled through on the road. When drilling holes in these unstable shale formations and using ordinary aqueous drilling fluids, considerable difficulties can be encountered. Certain shale types, such as those found in the Gulf of Mexico areas of Texas and Louisiana, contain considerable concentrations of mud-forming clays or minerals such as sodium montmorillonite which tend to swell upon hydration or absorption of water from the drilling fluid and cause an immediate 'increase in the viscosity and gelation of the drilling fluid. This supply of hydrated clay substances to the drilling fluid must be counteracted by the supply of water, or a chemical drilling fluid must be used to stabilize these swelling shale materials. In connection with unstable shale formations that contain water-hydratable clay substances, drilling fluid systems have been developed which sufficiently stabilize the shale cross-sections during drilling. E.g. describes the U.S. patent no. 2,802,783 a chemical system that has shown

seg svært brukbart ved boring i den typen av svellende, slamdannende . leirskifer som man støter på i områdene omkring Mexico Golfen. itself very useful when drilling in that type of swelling, mud-forming . shale that is encountered in the areas around the Gulf of Mexico.

En annen type vanskelig svellende skifer med lignende Another type of difficult swelling shale with similar

ytre trekk, men betraktelige kjemiske forskjeller i forhold til skiferen omkring Mexico Golfen har man støtt på ved boring i Delaware-bassenget external features, but considerable chemical differences compared to the shale around the Gulf of Mexico have been encountered when drilling in the Delaware basin

i vest Texas og New Mexico. Dette skiferparti som kalles Wolfcamp-Pennsylvania-Mississippi-intervallet i Delaware-bassenget, er et overveiende skiferholdig intervall som til forskjell fra Mexico Golf-skiferpartiene i det vesentlige ikke innholder bentonit eller andre in west Texas and New Mexico. This shale section, called the Wolfcamp-Pennsylvania-Mississippi interval in the Delaware basin, is a predominantly shale-containing interval which, unlike the Gulf of Mexico shale sections, essentially does not contain bentonite or other

leirstoffer som gir etter i vann. Wolfcamp-skiferen er overveiende av illit-skifer. Man antar at oppsvellingen skjer på grunn av at skiferen har små sprekker som gjør det mulig for borevæsken eller borevæskens filtrat å fortrenge eller utløse deler av skiferen og gjøre at disse deler faller ned i borehullet. clay substances yielding in water. The Wolfcamp shale is predominantly illite shale. It is assumed that the swelling occurs because the shale has small cracks that make it possible for the drilling fluid or the drilling fluid's filtrate to displace or release parts of the shale and cause these parts to fall into the borehole.

Man har tidligere boret i Wolfcamp-skiferområdet ved Drilling has previously been done in the Wolfcamp shale area at

hjelp av en vandig borevæske som er behandlet med kolloidale stoffer for å gi borevæsken en meget lav filtreringshastighet i området .15 using an aqueous drilling fluid that has been treated with colloidal substances to give the drilling fluid a very low filtration rate in the area .15

til 20 ml målt etter standard A.P.I.-målemetoder. Selv om Wolfcamp-skiferen er i det vesentlige impermeabel vil tilsetning av kolloidale filtreringsregulerende stoffer minske inntrengningsevnen for borevæsken eller dens filtrat i skifersprekkene og på denne måten nedsette tendensen til mudring. Videre h<p>ldes borevæskens egenvekt eller "slamvekten" (mud weight) på et høyere nivå enn nødvendig, for å danne et; hydrostatisk trykk tilstrekkelig til å overvinne poretrykket i formasjonen som bores. Man har benyttet borevæske-egenvekter, eller bores.lamvekter, på 1,3 - 1,7 tonn/m^ ved boring i disse formasjoner, hvilket er mere enn den nødvendige borevæske-egenvekt som.skal til for å gi et større hydrostatisk trykk enn gasstrykket i disse formasjoner. to 20 ml measured according to standard A.P.I. measurement methods. Although the Wolfcamp shale is essentially impermeable, the addition of colloidal filtration regulating substances will reduce the penetration ability of the drilling fluid or its filtrate into the shale cracks and in this way reduce the tendency to dredging. Furthermore, the specific weight of the drilling fluid or the "mud weight" (mud weight) is kept at a higher level than necessary, in order to form a; hydrostatic pressure sufficient to overcome the pore pressure in the formation being drilled. Drilling fluid specific gravity, or drilling lamb weights, of 1.3 - 1.7 tons/m^ have been used when drilling in these formations, which is more than the necessary drilling fluid specific gravity that is needed to provide a greater hydrostatic pressure than the gas pressure in these formations.

De stoffer som brukes for å .oppnå denne nedsatte filtreringshastighet er vanligvis kolloidale stoffer som stivelse, karboksymetylcellulose, eller vann-ettergivende leirer som bentonit. Disse stoffer sammen med de naturlige leirer som er dispergert i de høydispergerende vandige borevæsker som brukes i disse formasjoner, fører til et relativt høyt tørrstoffinnhold, f.eks. i området 12 -.18 % totalt tørrstoff i forbindelse med slamvekter på bare ca. 1,25 tonn/m-^. The substances used to achieve this reduced filtration rate are usually colloidal substances such as starch, carboxymethyl cellulose, or water-releasing clays such as bentonite. These substances, together with the natural clays dispersed in the highly dispersive aqueous drilling fluids used in these formations, lead to a relatively high solids content, e.g. in the range 12 -.18% total dry matter in connection with sludge weights of only approx. 1.25 tonnes/m-^.

Selv om de ovenfor nevnte driftsmetoder har vist seg Although the above-mentioned operating methods have proven themselves

ganske effektive for regulering av mudringstendensen i Wolfcamp-skiferområdet, er det dessverre slik at alle disse forholdsregler øker omkostningene ved boringen. Viktigere er det at alle de ovennevnte faktorer, inklusive nedsatt filtreringshastighet, øket slamvekt og øket totalt tørrstoffinnhold, medfører en betraktelig senkning av bore- eller inntrengningshastigheten. Siden boreutstyret som brukes ved boring av slike borehull er kostbart, kan den økede tid som går med til å bore et hull til en bestemt dybde ha større virkning på den totale omkostning ved boringen enn de direkte utgifter til borevæske-kjemikalier. Dette vil vises klarere i spesielle praktiske eksempler som beskrives senere. quite effective for regulating the dredging trend in the Wolfcamp shale area, it is unfortunately the case that all these precautions increase the costs of drilling. More importantly, all the above-mentioned factors, including reduced filtration rate, increased mud weight and increased total dry matter content, result in a considerable lowering of the drilling or penetration rate. Since the drilling equipment used in drilling such boreholes is expensive, the increased time it takes to drill a hole to a certain depth can have a greater effect on the total cost of drilling than the direct costs of drilling fluid chemicals. This will be shown more clearly in special practical examples which are described later.

En del av dette probler: er omtalt i publikasjonen Oil Part of this problem: is discussed in the publication Oil

and Gas Journal, 29. mai 1972, "Nytt boreslam holder fast skiferen, muliggjør rask boring i Vest Texas" (New mud holds shales, allows fast drilling in West Texas), av Mr. John L. Kennedy. Artikkelen i dette tidsskrift omhandler erfaringene hos en boreoperatør i Vest Texas ved boring i Delaware-bassenget ved hjelp av en saltvannsholdig væske også inneholdende en hydrofil polysaccharidpolymer som synes å stabilisere Wolfcamp-skiferen til en viss grad. and Gas Journal, May 29, 1972, "New mud holds shales, allows fast drilling in West Texas", by Mr. John L. Kennedy. The article in this journal deals with the experience of a drilling operator in West Texas when drilling in the Delaware Basin using a saline fluid also containing a hydrophilic polysaccharide polymer that appears to stabilize the Wolfcamp shale to some extent.

I henhold til oppfinnelsen tilveiebringes det en "vandig borevæske omfattende en vandig fase og en dispergert f-ast fase, hvilken vandige fase omfatter kalsiumhydroksyd og et kaliumsalt med en opp-løselighet i vann større enn kalsiumhydroksyd, og aventuelt inneholdende oppløst natriumklorid og eventuelt fra 2,85-11,^5 kg/m^ hydroksyetylcellulose, og borevæsken karakteriseres ved at (1) nevnte vandige fase er mettet med henblikk på kalsiumhydroksyd og har en alkalitet på minst 0,2 rnl 0,02N svovelsyre pr. ml vandig fase ved titrering -mot fenolftalein, og (2) nevnte dispergerte faste fase omfatter tilstrekkelig attapulgitt og/eller asbest til å gi borevæsken en plastisk viskositet fra 5-20 centipoise, en flytgrense fra 5-^0 og et forhold mellom flytgrense og plastisk viskositet fra 0,25-1,0. According to the invention, an "aqueous drilling fluid comprising an aqueous phase and a dispersed solid phase is provided, which aqueous phase comprises calcium hydroxide and a potassium salt with a solubility in water greater than calcium hydroxide, and optionally containing dissolved sodium chloride and optionally from 2 ,85-11,^5 kg/m^ hydroxyethyl cellulose, and the drilling fluid is characterized by (1) said aqueous phase is saturated with respect to calcium hydroxide and has an alkalinity of at least 0.2 rnl 0.02N sulfuric acid per ml of aqueous phase at titration -against phenolphthalein, and (2) said dispersed solid phase comprises sufficient attapulgite and/or asbestos to give the drilling fluid a plastic viscosity of 5-20 centipoise, a yield strength of 5-^0 and a ratio of yield strength to plastic viscosity of 0 .25-1.0.

Piltratalkaliteten (antall milliliter 0,02N 1^0, s°ni kreves for titrering av 1 ml borevæskefiltrat til omslagspunktet for fenolftalein) er større enn 0,2 og fortrinnsvis større enn 0,5. 'P - verdien (total slamalkalitet, definert som antall ml 0,02N svovelsyre som medgår for titrering av 1 ml av slammet til fenolftaleinets omslagspunkt) bør ligge-mellom 10 og 30. P -verdien bestemmes hoved-sakelig av den mengde- overskudd eller■uoppløst kalsiumhydroksyd (kalkstein) som finnes i oppslemmingen. 1 kg/m'' kalsiumhydroksyd i-borevæsken vil gi ca. 1 ml slamalkalitet. The filter alkalinity (number of milliliters of 0.02N 1^0, s°ni required to titrate 1 ml of drilling fluid filtrate to the phenolphthalein transition point) is greater than 0.2 and preferably greater than 0.5. The P value (total sludge alkalinity, defined as the number of ml of 0.02N sulfuric acid that is required to titrate 1 ml of the sludge to the phenolphthalein turning point) should lie between 10 and 30. The P value is mainly determined by the quantity excess or ■undissolved calcium hydroxide (limestone) found in the slurry. 1 kg/m'' of calcium hydroxide in the drilling fluid will give approx. 1 ml mud alkalinity.

Det tilsettes ingen vannettergivende leire som bentonit (ofte kalt bentonitgel) til borevæsken, siden denne leire er uvirk-som i disse kjemiske omgivelser.- Det tilsettes intet filtreringsregulerende stoff, og filtreringshastigheten vil være minst 100, fortrinnsvis fra 100 til 200 ml målt etter standard A.P.I.-måle-forsøk. No water-releasing clay such as bentonite (often called bentonite gel) is added to the drilling fluid, since this clay is inactive in these chemical environments. - No filtration regulating substance is added, and the filtration rate will be at least 100, preferably from 100 to 200 ml measured according to standard A.P.I. measurement experiment.

Ved boring av olje- og gasshull i de geografiske områder hvor Wolfcamp-skifertyper finnes, slik som i Delaware-bassenget, er det vanlig praksis'å bruke saltvann som borevæske for boring av de første 1000-m, eller ned til et punkt hvor man antar å støte på vanskelige ustabile skiferdannelser. Det er fordelaktig å bruke denne topp-borevæske som det grunnlag hvorfra den skiferregulerende borevæske i henhold til foreliggende oppfinnelse fremstilles. Naturlig-vis kan den skiferregulerende borevæske i henhold til oppfinnelsen fremstilles ved å tilsette de aktuelle kjemikalier til ferskvann eller friskfremstilt saltvann. Det er ikke avgjørende, at basisvæsken som danner utgangspunktet for den nye borevæsken er mettet med natriumklorid, selv om det er et uvanlig trekk at en borevæske kan fremstilles enten av ferskvann eller mettet saltvann. Forøvrig er det praktiske fordeler ved å bruke mettet saltvann siden saltvann vanligvis er lett tilgjengelig på borefeltet og fordi saltvann ofte brukes for boring av toppen i borehullet. When drilling oil and gas wells in the geographic areas where Wolfcamp shale types are found, such as in the Delaware Basin, it is common practice to use salt water as the drilling fluid for drilling the first 1,000 m, or down to a point where suppose to encounter difficult unstable shale formations. It is advantageous to use this top drilling fluid as the basis from which the shale regulating drilling fluid according to the present invention is produced. Naturally, the shale regulating drilling fluid according to the invention can be prepared by adding the appropriate chemicals to fresh water or freshly prepared salt water. It is not essential that the base fluid that forms the starting point for the new drilling fluid is saturated with sodium chloride, although it is an unusual feature that a drilling fluid can be made from either fresh water or saturated salt water. Otherwise, there are practical advantages to using saturated salt water since salt water is usually easily available on the drilling field and because salt water is often used for drilling the top of the borehole.

Borevæsken ifølge oppfinnelsen fremstilles ved å tilsette vannet eller saltvannet fra ca. 2,85 - 28,5 kg/m^ kalsiumhydroksyd (kg/m^ borevæske) og fortrinnsvis fra ca. 8,5 — 17 kg/m-^ kalsiumhydroksyd. Siden dette utgjør eh mengde kalsiumhydroksyd som er betraktelig større enn den som kan oppløses i vann ved vanlig tempera-tur, vil det foreligge betraktelige mengder uoppløst kalsiumhydroksyd i væsken. Imidlertid er det et ønskelig trekk ved denne væsken at det finnes en del uoppløst kalsiumhydroksyd i oppslemmingen, siden uoppløst kalsiumhydroksyd virker som en kalsiumkilde og alkaliteten opprettholdes på det ønskede nivå slik at man oppnår den ønskede skiferstabilisering. Skiferstabilisering med dette system er en kjemisk reaksjon mellom borevæskens væskefase og skiferen som forbruker kalsium og "alkalitet" fra borevæsken, hvilken må erstattes ved oppløsning av The drilling fluid according to the invention is produced by adding the water or salt water from approx. 2.85 - 28.5 kg/m^ calcium hydroxide (kg/m^ drilling fluid) and preferably from approx. 8.5 — 17 kg/m-^ calcium hydroxide. Since this amounts to an amount of calcium hydroxide which is considerably greater than that which can be dissolved in water at normal temperature, there will be considerable amounts of undissolved calcium hydroxide in the liquid. However, it is a desirable feature of this liquid that there is some undissolved calcium hydroxide in the slurry, since undissolved calcium hydroxide acts as a source of calcium and the alkalinity is maintained at the desired level so that the desired shale stabilization is achieved. Shale stabilization with this system is a chemical reaction between the liquid phase of the drilling fluid and the shale which consumes calcium and "alkalinity" from the drilling fluid, which must be replaced by dissolution of

tidligere uoppløst kalsiumhydroksyd hvis den skiferbindende kjemiske evne skal opprettholdes. previously undissolved calcium hydroxide if the shale binding chemical ability is to be maintained.

Etter at oppslemmingen med kalsiumhydroksydet er blandet tilstrekkelig lenge til at man har oppnådd maksimal oppløsning av kalsiumhydroksyd i borevæsken, bestemmes kalsiuminnholdet i filtratet eller vannfasen. Dette er en standard metode som brukes innen oljeboringsteknikken når man bruker borevæske, og består i filtrering av en liten mengde borevæske for å få ut filtratet, eller vannfasen, som titreres med etylendiamin for måling av kalsiuminnholdet. For at borevæsken skal ha skiferstabiliserende egenskaper, må vannfasens innhold av oppløsélig kalsium ligge over ca. 200 deler pr. million (ppm) og fortrinnsvis over ca. 800 - 1000 ppm. Hvis innholdet av oppløselig kalsium målt etter tilsetning av fra 2,85 - 28,5 kg/m^ kalsiumhydroksyd er under 800 ppm, bør man tilsette fra ca. 0,7 - 2,85 kg/rn-^ vannopp-løselig kalsiumsalt som kalsiumklorid til borevæsken. Alle kalsium-salter med større oppløselighet i vann enn kalsiumhydroksyd vil være tilfredsstillende. Kalsiumsulfat, kalsiumnitrat, kalsiumacetat og kalsiumformiat kan brukes for å øke mengden oppløselig kalsium i filtratet, på samme måte som kalsiumklorid. After the slurry with the calcium hydroxide has been mixed long enough to achieve maximum dissolution of calcium hydroxide in the drilling fluid, the calcium content in the filtrate or water phase is determined. This is a standard method used in the oil drilling technique when using drilling fluid, and consists in filtering a small amount of drilling fluid to obtain the filtrate, or water phase, which is titrated with ethylenediamine to measure the calcium content. In order for the drilling fluid to have shale-stabilizing properties, the content of soluble calcium in the water phase must be above approx. 200 parts per million (ppm) and preferably over approx. 800 - 1000 ppm. If the content of soluble calcium measured after the addition of from 2.85 - 28.5 kg/m^ calcium hydroxide is below 800 ppm, one should add from approx. 0.7 - 2.85 kg/rn-^ water-soluble calcium salt as calcium chloride to the drilling fluid. All calcium salts with greater solubility in water than calcium hydroxide will be satisfactory. Calcium sulphate, calcium nitrate, calcium acetate and calcium formate can be used to increase the amount of soluble calcium in the filtrate, in the same way as calcium chloride.

Pm-verdi en (Pmu(j - slamalkaliteten) er som nevnt definert som antall milliliter 0,02 N svovelsyre som medgår for titrering av 1 ml, ufiltrert borevæske til fenolftaleinets omslagspunkt. Dette er et mål på den totale slam-alkalitet, som omfatter både den oppløselige alkalitet og uoppløst kalsiumhydroksyd i oppslemmingen. For optimal ytelse av den aktuelle borevæske bør Pm eller slam-alkaliteten holdes mellom 5 og 20, fortrinnsvis mellom 10 og 15 ml 0,02 N svovelsyre. Pm value en (Pmu(j - the mud alkalinity) is, as mentioned, defined as the number of milliliters of 0.02 N sulfuric acid that is included in the titration of 1 ml of unfiltered drilling fluid to the phenolphthalein turning point. This is a measure of the total mud alkalinity, which includes both the soluble alkalinity and undissolved calcium hydroxide in the slurry For optimum performance of the relevant drilling fluid, the Pm or mud alkalinity should be kept between 5 and 20, preferably between 10 and 15 ml of 0.02 N sulfuric acid.

Man opprettholder dette ved å tilsette ekstra kalsiumhydroksyd, og man har funnet at en tilsetning på ca. 2,85 kg kalkstein pr. m^ borevæske vil øke FL med ca. 3 nil. This is maintained by adding extra calcium hydroxide, and it has been found that an addition of approx. 2.85 kg of limestone per m^ drilling fluid will increase FL by approx. 3 nil.

m ■ Filtrat-alkaliteten eller P~ måles ved å ta en prøve av filtratet fra den ufiltrerte borevæske og titrere dette filtrat, eller vannfasen, med 0,02N svovelsyre. P^. defineres som nevnt som antall milliliter 0,02 N svovelsyre som medgår for titrering av l.ml borevæske-filtrat til fenolftaleinets omslagspunkt. P^ bør holdes på ca. 0,5 ml, og hvis P^ ligger lavere enn dette tilsettes tilstrekkelig natronlut til at Pf økes til over 0,5* Man bør tilsette natronlut forsiktig siden for store mengder natriumhydroksyd vil forandre den mengde opp-løselig kalsium som medgår for å oppnå tilstrekkelig skiferstabilisering. Det anbefales generelt at. man ikke tilsetter mer enn 0,7 kg natronlut pr. m^ borevæske pr. gjennomstrømning gjennom borehullet. m ■ The filtrate alkalinity or P~ is measured by taking a sample of the filtrate from the unfiltered drilling fluid and titrating this filtrate, or the water phase, with 0.02N sulfuric acid. P^. is defined, as mentioned, as the number of milliliters of 0.02 N sulfuric acid that is included in the titration of l.ml drilling fluid filtrate to the phenolphthalein turning point. P^ should be kept at approx. 0.5 ml, and if P^ is lower than this, sufficient caustic soda is added so that Pf is increased to over 0.5* Caustic soda should be added carefully, since excessive amounts of sodium hydroxide will change the amount of soluble calcium that is required to obtain sufficient shale stabilization. It is generally recommended that. no more than 0.7 kg of caustic soda is added per m^ drilling fluid per flow through the borehole.

Etter at man har foretatt de ovennevnte kjemiske prøver og de nødvendige reguleringer for å bringe de kjemiske størrelser innenfor de beskrevne grenser, måles væskens reologiske egenskaper. Det er blitt standard praksis i forbindelse med borevæsker å måle dens reologiske egenskaper ved hjelp av et Fann VG-meter. Fann VG-meteret byr på en egnet metode til bestemmelse av to viktige størrelser ved-rørende boreslammets reologi, nemlig dets plastiske viskositet og flytegrensen. Apparatet avleses på en ikke-roterende sylinder som står konsentrisk til en annen sylinder som kan bringes til å rotere med forskjellige hastigheter. Det ringformede mellomrom mellom den faste og roterende sylinder fylles med prøve-borevæsken. Den plastiske viskositet måles ved å trekke avlesningen ved ^ 00 omdr./min. målt på Fann VG-meteret fra avlesningen målt ved 600 omdr./min., og utgjør After carrying out the above-mentioned chemical tests and the necessary adjustments to bring the chemical quantities within the described limits, the liquid's rheological properties are measured. It has become standard practice in connection with drilling fluids to measure its rheological properties using a Fann VG meter. The Fann VG meter offers a suitable method for determining two important quantities concerning the rheology of the drilling mud, namely its plastic viscosity and the yield point. The apparatus is read on a non-rotating cylinder standing concentrically to another cylinder which can be made to rotate at different speeds. The annular space between the fixed and rotating cylinder is filled with the sample drilling fluid. The plastic viscosity is measured by taking the reading at ^ 00 rpm. measured on the Fann VG meter from the reading measured at 600 rpm, and amounts to

et mål som indikerer væskens' innhold av faststoff. Borevæsken i henhold til oppfinnelsen bør ha en plastisk viskositet i området 5-20, fortrinnsvis 6-12 centipoise (cp). Siden vanlige montmbrillohit-leirer som bentonit ikke vil hydratisere og gi bidrag til viskositeten i det kjemiske system i henhold til foreliggende oppfinnelse, må væskens flytegrense og plastiske viskositet bygges opp ved å tilsette en attapulgitleire, som fås i handelen under varemerket "Salt Gel" eller "Zeogel". De ønskede viskositetsegenskaper kan vanligvis oppnås ved å tilsette fra ca. 2,85 - 28,5 kg/m^ borevæske. a measure that indicates the liquid's solids content. The drilling fluid according to the invention should have a plastic viscosity in the range 5-20, preferably 6-12 centipoise (cp). Since common montmbrilloite clays such as bentonite will not hydrate and contribute to the viscosity of the chemical system of the present invention, the fluid's yield strength and plastic viscosity must be built up by adding an attapulgite clay, which is commercially available under the trade name "Salt Gel" or "Zeogel". The desired viscosity properties can usually be achieved by adding from approx. 2.85 - 28.5 kg/m^ drilling fluid.

Flytegrensen måles ved å trekke den plastiske viskositet beskrevet ovenfor fra avlesningen ved 300 omdr./min. på Fann VG-meteret. Flytegrensen angir dispersjons- eller flokkulasjbnsgraden i systemet The yield point is measured by subtracting the plastic viscosity described above from the reading at 300 rpm. on the Fann VG meter. The yield point indicates the degree of dispersion or flocculation in the system

og vil generelt ligge i området 5 - 4-0, fortrinnsvis 15 - 30* Hvis flytegrensen ligger under det ønskede området, bør mere attapulgit tilsettes. Hvis flytegrensen ligger høyere enn den angitte maksimums-verdi, bør det tilsettes tilstrekkelig vann eller saltvann til oppslemmingen slik at flytegrensen kan bringes tilbake til det ønskede område. and will generally be in the range 5 - 4-0, preferably 15 - 30* If the yield point is below the desired range, more attapulgite should be added. If the flow limit is higher than the specified maximum value, sufficient water or salt water should be added to the slurry so that the flow limit can be brought back to the desired range.

Man har funnet at den beste kombinasjon av høy borehastighet og hullrensende evne oppnås hvis forholdet mellom flytegrense og plastisk viskositet ligger mellom ca. 0,25 og 1,0. Dette synes å gi fremragende hullrensende egenskaper, holde væskens faststoff i suspensjon og medvirke til fysisk stabilisering av borehullet. Et forhold mellom flytegrense og plastisk viskositet på under 1,0 er et meget uvanlig trekk ved foreliggende borevæske, siden kjemiske borevæsker som brukes idag alltid har et forhold betraktelig større enn 1. It has been found that the best combination of high drilling speed and hole-cleaning ability is achieved if the ratio between yield strength and plastic viscosity is between approx. 0.25 and 1.0. This seems to provide excellent hole cleaning properties, keep the solids of the liquid in suspension and contribute to physical stabilization of the borehole. A ratio between yield strength and plastic viscosity of less than 1.0 is a very unusual feature of the present drilling fluid, since chemical drilling fluids used today always have a ratio considerably greater than 1.

En annen standardprøve innen oljeboringsteknikken med borevæske er måling av filtreringshastigheten. En foreskrevet stan-dardprøve fra American Petroleum Institute (A.P.I.) brukes vanligvis i industrien. Filtreringshastigheten uttrykkes som antall milliliter filtrat som fås fra en prøve av borevæsken innenfor et gitt tidsrom ved påsetting av et trykk på 7 kg/cm^ på borevæsken. En kjemisk borevæske inneholdende bentonitleire og et vanlig dispergeringsmiddel som kalsiumlignosulfonat eller ferrokrom-lignosulfonat kan ha en filtreringshastighet eller A.P.I.-vanritap på 20 - 40 ml, og det er vanlig praksis i oljeindustrien og tilsette kolloidale stoffer som forhydrolysert stivelse eller karboksymetylcellulose til borevæsken for å redusere filtreringshastigheten ytterligere, og det er ikke uvanlig å finne filtreringshastigheter på fra 1 - 10 ml i borevæsker som brukes under boring av olje- og gasshull i USA. Foreliggende nye type borevæske betegner et klart avvik fra denne type borevæske-regulering. Filtreringshastigheten for den foreliggende borevæske vil vanligvis være fra ca. 100 - 200 ml eller mer, og det tilsettes intet kolloidalt stoff til den aktuelle borevæske for å redusere filtreringshastigheten. Man oppnår flere fordeler med en borevæske som har slik unormalt høy filtreringshastighet. Det er velkjent innen boreteknikken at en borevæske med høy filtreringshastighet vil Øke borehastigheten, dvs. den hastighet som meiselen kan trenge igjennom formasjonen med, under optimale forhold med hensyn på rotasjonshastig-het og meiselbelastning. Den nøyaktige grunn til dette forstår man ikke klart,, selv om man antar at etter hvert som borhodet eller meiselen borer seg ned i formasjonen danner meiselen stadig bruddstykker og biter under meiselen. Borevæsker som er behandlet slik at de har meget lave filtreringshastigheter vil ha tendens til å danne filterkaker på disse bruddstykker etter hvert som de dannes .og på denne måten nedsette trykkutjevningshastigheten mellom borevæsken og poretrykket i. boreformasjonen. Ved å holde en høy filtreringshastighet kan trykkene utjevnes hurtig og boregodset kan raskt gå inn i borevæsken og transporteres tilbake til overflaten, slik at borehodet kan komme i kontakt med nye formasjoner raskere. • Disse stoffer som reduserer filtreringshastigheten for borevæsker brukes ved boring av hull gjennom ustabile leirskifer-dannelser som Wolfcamp-formasjonen fordi man antar at filtrerings-additivet danner en filterkake som forsegler eller lukker sprekkdannelser i skiferformasjonen og således hindrer skiferen i å mudre seg ut i borevæsken. Siden den foreliggende nye type borevæske med skiferstabiliserende egenskaper benytter seg av en kjemisk stabilisering av skiferoverflaten, er det ikke ønskelig at borevæsken holdes utenfor disse sprekkdannelser. Ved å tillate lett adkomst for væsken i skiferboringens sprekkdannelser oppnås dybdeinntrengning og -stabilisering av disse løse formasjoner. Another standard test in the oil drilling technique with drilling fluid is the measurement of the filtration rate. A prescribed standard test from the American Petroleum Institute (A.P.I.) is generally used in industry. The filtration rate is expressed as the number of milliliters of filtrate obtained from a sample of the drilling fluid within a given period of time when a pressure of 7 kg/cm^ is applied to the drilling fluid. A chemical drilling fluid containing bentonite clay and a common dispersant such as calcium lignosulfonate or ferrochromium lignosulfonate may have a filtration rate or A.P.I. water loss of 20 - 40 ml, and it is common practice in the oil industry to add colloidal substances such as prehydrolyzed starch or carboxymethyl cellulose to the drilling fluid to reduce the filtration rate further, and it is not uncommon to find filtration rates of from 1 - 10 ml in drilling fluids used during oil and gas well drilling in the USA. The present new type of drilling fluid represents a clear deviation from this type of drilling fluid regulation. The filtration rate for the present drilling fluid will usually be from approx. 100 - 200 ml or more, and no colloidal substance is added to the relevant drilling fluid to reduce the filtration rate. Several advantages are achieved with a drilling fluid that has such an abnormally high filtration rate. It is well known in drilling technology that a drilling fluid with a high filtration rate will increase the drilling speed, i.e. the speed with which the bit can penetrate the formation, under optimal conditions with regard to rotation speed and bit load. The exact reason for this is not clearly understood, although it is assumed that as the drill head or chisel drills down into the formation, the chisel constantly forms fragments and bits under the chisel. Drilling fluids that have been treated so that they have very low filtration rates will tend to form filter cakes on these fractures as they form, and in this way reduce the pressure equalization rate between the drilling fluid and the pore pressure in the drilling formation. By maintaining a high filtration rate, the pressures can be quickly equalized and the drilling material can quickly enter the drilling fluid and be transported back to the surface, so that the drill head can come into contact with new formations more quickly. • These substances which reduce the filtration rate of drilling fluids are used when drilling holes through unstable shale formations such as the Wolfcamp formation because it is assumed that the filtration additive forms a filter cake that seals or closes cracks in the shale formation and thus prevents the shale from being dredged into the drilling fluid . Since the present new type of drilling fluid with shale stabilizing properties makes use of a chemical stabilization of the shale surface, it is not desirable that the drilling fluid be kept outside these crack formations. By allowing easy access for the liquid in the shale drilling's fracture formations, deep penetration and stabilization of these loose formations is achieved.

Det benyttes vanligvis ikke. noe fortynningsmiddel It is not usually used. some diluent

i borevæsken med lavt faststoffinnhold ifølge oppfinnelsen. De. reologiske egenskaper opprettholdes innen de ovenfor beskrevne grenser ved bruk av vann og attapulgit-leire ettersom det er nødvendig. Denne borevæske er et :helt flokulert- system. Hvis det tilsettes et vanlig borevæske-dispergeringsmiddel, slik som., kalsium-lignosulfonat til denne borevæske, vil fluidpunktet og ■ den plastiske viskositet reduseres noe,, men filtreringshastighéteri - reduseres ikke. Hvis videre vanlige vanntap-additiyer slik som forhydrolysert stivelse eller karboksymetyl-cellulose tilsettes til slammet med lavt faststoffinnhold,•vil det resultere i'liten eller ingen reduksjon av filtreringshastigheten. Dette er spesielt' tilfelle hvis b<p>reslammet med lavt faststoffinnhold fremstilles i en mettet saltoppløsning. Dette er et heller, overraskende resultat, fordi stivelse.og karbbksymetylcellulose begge vil virke effektivt for. å redusere filtreringshastigheten i'en borevæske som ér mettet med natriumklorid, eller som har kalsiumnivå-for denne borevæske\ hvis .imidlertid borevæsken er mettet' ' med natriumklorid og har det høye kalsiumnivå-til en.skallregu-lerende borevæske, vil'materialene ikke.bevirke.reduksjon av filtreringshastigheten.. Det er imidlertid funnet at hydroksyetylcellulose effektivt vil redusere.filtreringshastigheten for in the drilling fluid with a low solids content according to the invention. The. rheological properties are maintained within the above described limits using water and attapulgite clay as necessary. This drilling fluid is a :fully flocculated system. If a common drilling fluid dispersant such as calcium lignosulfonate is added to this drilling fluid, the fluid point and the plastic viscosity will be somewhat reduced, but the filtration rate will not be reduced. If further common water loss additives such as pre-hydrolyzed starch or carboxymethyl cellulose are added to the low solids sludge, little or no reduction in filtration rate will result. This is especially the case if the low-solids sludge is produced in a saturated salt solution. This is a rather surprising result, because starch and carboxymethyl cellulose will both be effective for to reduce the filtration rate in a drilling fluid that is saturated with sodium chloride, or that has calcium levels for this drilling fluid\ if, however, the drilling fluid is saturated with sodium chloride and has the high calcium level of a shell-regulating drilling fluid, the materials will not .cause.reduction in filtration rate.. However, it has been found that hydroxyethyl cellulose will effectively reduce.filtration rate for

borevæsken med lavt faststoffinnhold. Bruken av et slikt materiale kreves vanligvis kun når det bores gjennom en porøs sand eller the drilling fluid with a low solids content. The use of such a material is usually required only when drilling through a porous sand or

en sandsten-formasjon, hvis porøsitet er:så høy at en borevæske med en filtreringshastighet. på fra ca. 100 til 200 ml vil gi en ugunstig tykk filterkake ved brønnboringen. Fra omkring 2,85 - 11,5 kg hydroksyetylcellulose pr. m borevæske er tilstrekkelig til å redusere filtreringshastigheten til omkring 10 ml. a sandstone formation whose porosity is so high that a drilling fluid with a filtration rate. on from approx. 100 to 200 ml will give an unfavorably thick filter cake at the wellbore. From around 2.85 - 11.5 kg of hydroxyethyl cellulose per m drilling fluid is sufficient to reduce the filtration rate to around 10 ml.

Man har også funnet at fingranulert asbest kan brukes for å oppnå de ønskede viskositetsegenskaper hos borevæsken, og en blanding av asbest og attapulgitleire, alene eller sammen med hydroksyetylcellulose om nødvendig, gir også plastisk viskositet og flytegrense innenfor ønskede områder. It has also been found that finely granulated asbestos can be used to achieve the desired viscosity properties of the drilling fluid, and a mixture of asbestos and attapulgite clay, alone or together with hydroxyethyl cellulose if necessary, also gives plastic viscosity and yield strength within desired ranges.

LABORATORIEEKSPERIMENTER LABORATORY EXPERIMENTS

For nærmere å undersøke oppfinnelsens muligheter ved praktisk drift og bestemme de optimale forhold og konsentrasjoner for de forskjellige stoffer som brukes innen det foreliggende fore-slåtte system, gjennomførte man. en rekke laboråtorieprøver. Resultatene av de forutgående forsøk som finnes i tabell I nedenfor, angir at den ønskede konsentrasjon av kalsium i filtratet og alkalitet i filtratet kunne oppnås enkelt i belastet eller ubelastet ferskvann eller saltvann ved å tilsette 14 kg kalsiumhydroksyd pr. rr? borevæske, og i enkelte tilfelle å supplere denne behandling med kalsiumklorid. Forsøk nr. 1, 2 og 7»- hvor man benyttet 14,2 kg kalk pr. nP borevæske ga et filtrat-kalsiuminnhold pr. ca. 475 - 800 PPm. Man vil se at de ønskede viskositetsegenskaper ikke oppnås lett, imidlertid. In order to further investigate the possibilities of the invention in practical operation and to determine the optimal conditions and concentrations for the various substances used within the present proposed system, one carried out. a series of laboratory tests. The results of the previous experiments found in Table I below indicate that the desired concentration of calcium in the filtrate and alkalinity in the filtrate could be easily achieved in stressed or unstressed fresh water or salt water by adding 14 kg of calcium hydroxide per rr? drilling fluid, and in some cases supplementing this treatment with calcium chloride. Experiments no. 1, 2 and 7" - where 14.2 kg of lime was used per nP drilling fluid gave a filtrate calcium content per about. 475 - 800 PPm. It will be seen that the desired viscosity properties are not easily achieved, however.

Den ønskede tilstand for borevæsken med lavt tørrstoff-innhold i flokkulert form bringes til uttrykk ved at forholdet, mellom plastisk viskositet og flytegrense er under 1. Man vil se at forsøk 1, 2 og 3 ikke oppfyller dette kriterium. Et forhold mellom plastisk viskositet og flytegrense på over 1 angir en dispergert oppslemmingo Den ønskede viskositet oppnås ved å tilsette 14,2 kg attapulgit pr. m^ væske og 14»2 kg asbest pr. m^ væske, som vist i forsøk nr. 4 og 5, eller 43 kg attapulgit pr. nP borevæske som vist i forsøk hr. f. The desired condition for the drilling fluid with a low solids content in flocculated form is expressed by the ratio between plastic viscosity and yield strength being below 1. It will be seen that tests 1, 2 and 3 do not meet this criterion. A ratio between plastic viscosity and yield strength of over 1 indicates a dispersed slurry. The desired viscosity is achieved by adding 14.2 kg of attapulgite per m^ of liquid and 14»2 kg of asbestos per m^ of liquid, as shown in experiments no. 4 and 5, or 43 kg of attapulgite per nP drilling fluid as shown in experiments Mr. f.

Montmorillonitleirer som bentonit vil ikke danne høyere viskositeter i de sterkt kjemiske omgivelser i foreliggende bore— væske, og videre er disse leirenes partikkelstørrelsesfordeling ikke ønsket i disse tilfelle. Dette vises av forsøk nr. 1 og 6 hvor forholdet mellom plastisk viskositet og flytegrense for væsker inneholdende bentonit er for høyt. Montmorillonite clays such as bentonite will not form higher viscosities in the highly chemical environment of the present drilling fluid, and furthermore the particle size distribution of these clays is not desired in these cases. This is shown by experiments no. 1 and 6 where the ratio between plastic viscosity and yield point for liquids containing bentonite is too high.

:'orts. tabell I :'place. table I

1. PV = plastisk viskositet, beregnet fra avlesninger på "Fann VG-meter" ved å trekke avlesningen målt ved omdr./min.■fra avlesningen målt ved 600 omdr./min. 2. FG = flytegrense, beregnet fra avlesninger på Fann VG-meter ved å trekke plastisk viskositet fra avlesningen ved 300 omdr./min. 1. PV = plastic viscosity, calculated from readings on "Fann VG-meter" by subtracting the reading measured at rpm■from the reading measured at 600 rpm. 2. FG = yield strength, calculated from readings on the Fann VG meter by subtracting plastic viscosity from the reading at 300 rpm.

3* pP£ V= forholdet mellom plastisk viskositet og flytegrense, som fås ved å dividere tallet i første kolonne med tallet i andre kolonne. En verdi på over 1 angir en dispergert og/eller høytørr-stoffholdig tilstand, mens et tall mindre enn 1 angir en tilstand med lavt tørrstoffinnhold i flokkulert tilstand. 3* pP£ V= the ratio between plastic viscosity and yield strength, which is obtained by dividing the number in the first column by the number in the second column. A value of more than 1 indicates a dispersed and/or high solids content state, while a number less than 1 indicates a state with a low solids content in a flocculated state.

4» Pf = filtrat-alkalitet, definert som antall milliliter 0,02 N 4» Pf = filtrate alkalinity, defined as the number of milliliters of 0.02 N

svovelsyre som medgår for titrering av 1 ml borevæske-filtrat til fenolftaleinets omslagspunkt. sulfuric acid, which is included in the titration of 1 ml of drilling fluid filtrate to the phenolphthalein turning point.

5« Ca ppm = konsentrasjon av kalsiumion i borevæskefiltratet, uttrykt i deler pr. million, ppm. 5« Ca ppm = concentration of calcium ion in the drilling fluid filtrate, expressed in parts per million, ppm.

Man gjennomførte en annen serie laboratorieforsøk for Another series of laboratory experiments was carried out for

å utvikle driftsparametere som kunne brukes på borefeltet og som skal beskrives senere, og disse data finnes i tabell II. Forsøk nr. 8 omhandlet en borevæske inneholdende natriumbentonittleiré, natrium-karbonat og en hydrofil polysaccharid-polymer i ferskvann. Prøve nr. 8 er ikke noe eksempel på en representativ sammensetning i henhold til foreliggende oppfinnelse, men heller en sammenligningsbore-væske som er typisk for de polymer-forbedrede bentonitt-borevæsker som brukes teknisk i Delaware-bassenget for stabilisering og regulering av Wolfcamp-skiferformasjonene. Dette er et system med lavt faststoffinnhold, men ikke noe flokkulert system, og har ikke de kalsium- og alkalitetsgrenser som karakteriserer borevæsken i henhold til foreliggende oppfinnelse. Prøve nr. 9 består av en ferskvanns-oppslemming inneholdende attapulgitt og kalkstein eller kalsiumhydroksyd, og som man vil se er dette et system med lavt faststoffinnhold i flokkulert system med det ønskede skiferregulerende filtrat-alkalitet og kalsiuminnhold. Forsøk nr. 10 omhandler en borevæske som i det vesentlige er identisk med væsken fra eksempel nr. 9 bortsettt fra at man har tilsatt 2,85 kg kalsiumklorid pr. m^ borevæske. Hoved-virkningen av kalsiumkloridet er det økede kalsiuminnhold i filtratet som vil øke skiferstabiliseringen. I forsøk nr. 11 har man tilsatt 14 kg attapulgittleire pr. m^ væske, 14 kg asbest pr. m^ væske og to develop operational parameters that could be used on the drilling field and which will be described later, and these data can be found in Table II. Experiment No. 8 dealt with a drilling fluid containing sodium bentonite clay, sodium carbonate and a hydrophilic polysaccharide polymer in fresh water. Sample No. 8 is not an example of a representative composition of the present invention, but rather a comparison drilling fluid typical of the polymer-enhanced bentonite drilling fluids used technically in the Delaware Basin for stabilization and regulation of the Wolfcamp shale formations . This is a system with a low solids content, but not a flocculated system, and does not have the calcium and alkalinity limits that characterize the drilling fluid according to the present invention. Sample No. 9 consists of a fresh water slurry containing attapulgite and limestone or calcium hydroxide, and as will be seen, this is a system with a low solids content in a flocculated system with the desired shale-regulating filtrate alkalinity and calcium content. Experiment no. 10 deals with a drilling fluid which is essentially identical to the fluid from example no. 9 except that 2.85 kg of calcium chloride per m^ drilling fluid. The main effect of the calcium chloride is the increased calcium content in the filtrate, which will increase shale stabilization. In experiment no. 11, 14 kg of attapulgite clay was added per m^ of liquid, 14 kg of asbestos per m^ liquid and

14 kg kalsiumhydroksyd pr. m^ væske som er på basis av ferskvann. 14 kg of calcium hydroxide per m^ liquid that is based on fresh water.

Som man vil se gir disse 14 kg/rn-^ asbest i borevæsken en betydelig forbedring i den plastiske viskositet og forholdet mellom plastisk viskositet og flytegrense økes ikke. Prøve nr. 12 inneholder 14 kg natriumbentbnitt pr. m^ væske, 14 kg asbest pr. m^ væske, 14 kg kalsiumhydroksyd pr. m^ væske og 2,85 kg kalsiumklorid pr. m-^ væske, på basis av ferskvann. Prøve 12 skiller seg fra prøve 11 bare ved at det er brukt bentonittleire i stedet for attapulgittleire. Filtrat-kjemien ér i det vesentlige lik for begge prøver, men viskositetene er forskjellige. Siden bentonitt ikke virker smørende i disse kjemiske omgivelser, er den plastiske viskositet betraktelig lavere og forholdet mellom plastisk viskositet og flytegrense er høyere. As will be seen, these 14 kg/rn-^ of asbestos in the drilling fluid give a significant improvement in the plastic viscosity and the ratio between plastic viscosity and yield strength is not increased. Sample no. 12 contains 14 kg of sodium bentbnite per m^ of liquid, 14 kg of asbestos per m^ liquid, 14 kg calcium hydroxide per m^ of liquid and 2.85 kg of calcium chloride per m-^ liquid, on the basis of fresh water. Sample 12 differs from sample 11 only in that bentonite clay has been used instead of attapulgite clay. The filtrate chemistry is essentially the same for both samples, but the viscosities are different. Since bentonite does not act as a lubricant in these chemical environments, the plastic viscosity is considerably lower and the ratio between plastic viscosity and yield strength is higher.

Prøve nr. 13 skiller seg fra de foregående 5 prøver i tabell II ved at den er sammensatt på basis av saltvann i en mengde på 1,1 tonn/m-^ væske, og dette er et saltvann som er i det vesentlige mettet med natriumkloridi Borevæsken besto av 14 kg attapulgittleire pr. m^, 14 kg asbest pr< m-^, 14 kg kalsiumhydroksyd pr. m^ og 2,85 kg kalsiumklorid pré m-' væske. Den dannede væske hadde et meget gunstig forhold mellom plastisk viskositet og flytegrense, og meget tilfredsstillende filtratégenskaper. Sample No. 13 differs from the previous 5 samples in Table II in that it is composed on the basis of salt water in an amount of 1.1 tons/m-^ of liquid, and this is a salt water substantially saturated with sodium chloride The drilling fluid consisted of 14 kg of attapulgite clay per m^, 14 kg of asbestos per < m-^, 14 kg of calcium hydroxide per m^ and 2.85 kg of calcium chloride pré m-' liquid. The liquid formed had a very favorable ratio between plastic viscosity and yield point, and very satisfactory filtrate properties.

Ovennevnte laboratorieforsøk viste driftsmulighetene The above-mentioned laboratory tests showed the operational possibilities

for et system på basis av attapulgittleire eller en blanding av attapulgittleire og asbest for oppnåelse av de ønskede viskositetsegenskaper, og på basis av kalsiumhydroksyd og kalsiumklorid for oppnåelse av de ønskede skiferbindende egenskaper og filtratégenskaper. Man konkluderte også med at den skiferregulerende borevæske i henhold til oppfinnelsen kunne sammensettes på basis av ferskvann eller saltvann med like -gode resultater. Selv om man ikke syntes å oppnå noen driftsfordeler med saltvann som borevæskébasis, er det meget gunstig at det foreliggende kjemiske system kan brukes sammen med saltvann av flere grunner. Saltvann er ofte lett tilgjengelig på oljefeltet og det er vanlig praksis å bruke saltvann som borevæske i de første tusen meter borehull, slik at man oppnår betraktelige økonomiske fordeler ved å bruke saltvann som basis for sammensetning av den skiferbindende borevæske i henhold til oppfinnelsen. for a system based on attapulgite clay or a mixture of attapulgite clay and asbestos to achieve the desired viscosity properties, and on the basis of calcium hydroxide and calcium chloride to achieve the desired slate binding properties and filtrate properties. It was also concluded that the shale regulating drilling fluid according to the invention could be composed on the basis of fresh water or salt water with equally good results. Although no operational advantages were found to be achieved with salt water as a drilling fluid base, it is very beneficial that the present chemical system can be used with salt water for several reasons. Salt water is often readily available in the oil field and it is common practice to use salt water as drilling fluid in the first thousand meters of boreholes, so that considerable economic benefits are achieved by using salt water as the basis for the composition of the shale-binding drilling fluid according to the invention.

Man gjennomførte en annen serie eksperimenter for å finne om filtreringshastigheten for borevæsken i henhold til oppfinnelsen kunne reduseres med de vanlige vanntaptilsetninger til borevæsker. Resultatene som fremgår av tabell III nedenfor viser at forhydrolysert stivelse, karbpksymetylcellulose og kromlignin har liten virkning på filtreringshastigheten. Hydroksyetylcellulose er det eneste stoff som er prøvet som i tilstrekkelig grad reduserer filtreringshastigheten. Man fant at behandling av foreliggende borevæske med et teknisk dispergeringsmiddel og natronlut var nødvendig for å regulere borevæskens viskositet. Another series of experiments was carried out to find out whether the filtration rate of the drilling fluid according to the invention could be reduced by the usual water loss additives to drilling fluids. The results shown in Table III below show that pre-hydrolysed starch, carboxymethyl cellulose and chrome lignin have little effect on the filtration rate. Hydroxyethyl cellulose is the only substance tested that sufficiently reduces the filtration rate. It was found that treatment of the existing drilling fluid with a technical dispersant and caustic soda was necessary to regulate the viscosity of the drilling fluid.

i1 «J O tj » 4 i1 «J O tj » 4

FELTFORSØK FIELD TRIAL

Man gjennomførte feltboring basert på informasjon fra de ovenfor beskrevne laboratorieprøver, beregnet for bruk i M.L. Baily Gas Unit nr. 1, som ble boret i Gomez-feltet, Pecos County, Texas. Field drilling was carried out based on information from the laboratory tests described above, intended for use in M.L. Baily Gas Unit No. 1, which was drilled in the Gomez field, Pecos County, Texas.

De første 36OO m av boringen ble foretatt med en saltvannsborevæske med lav spesifikk vekt, uten andre tilsetninger. Umiddelbart før boring ned i Wolfcamp-skiferdannelsen ble den samme borevæsken behandlet med kalsiumklorid og overskudd av kalsiumhydroksyd. Visko-sitetsegenskapene ble målt og viste seg å være egnet for hullet som skulle bores. Derfor ble hverken leire eller asbest tilsatt til væsken på dette tidspunkt. Typiske borevæske-egenskaper finnes i tabell IV som inneholder målinger foretatt på borestedet med ca. The first 3600 m of drilling was done with a low specific gravity salt water drilling fluid, with no other additives. Immediately prior to drilling into the Wolfcamp shale formation, the same drilling fluid was treated with calcium chloride and excess calcium hydroxide. The viscosity properties were measured and found to be suitable for the hole to be drilled. Therefore, neither clay nor asbestos was added to the liquid at this time. Typical drilling fluid properties can be found in table IV, which contains measurements taken at the drilling site with approx.

en ukes mellomrom. Man foretok bare viskositetsmålinger ved hjelp av Marsh-trakt og tallene ér oppført målt i sekunder. one week apart. Only viscosity measurements were made using a Marsh funnel and the figures are listed in seconds.

Den ovenfor beskrevne behandlede saltvannsborevæske ble brukt til man støtte på problemer ved boringen i en dybde på ca. 438O m. På dette punktet besluttet man å forbedre væskens viskositetsegenskaper ved å tilsette asbest og attapulgittleire. Barium-sulfat eller baritt ble også satt til borevæsken for å øke dens egenvekt eller sølevekten, til 1,32 tonn/m-^. Typiske borevæske-egenskaper er oppført i tabell V, målt etter ca. en måneds boring. The treated saltwater drilling fluid described above was used until problems were encountered when drilling at a depth of approx. 438O m. At this point it was decided to improve the liquid's viscosity properties by adding asbestos and attapulgite clay. Barium sulfate or barite was also added to the drilling fluid to increase its specific gravity, or mud weight, to 1.32 tons/m-^. Typical drilling fluid properties are listed in table V, measured after approx. a month's drilling.

Denne borevæske ble beholdt under resten av forsøkene som ble avsluttet i en dybde på 56OO m. Man støtte ikke på noe uvanlig med hensyn på boreproblemer, 'under prøvene. I alle forsøk med borevæske oppført i tabell V og VI ble filtreringshastigheten målt med mellomrom og funnet å være over 200 ml målt etter standard A.P.I.-metode for måling av "vanntapet". Dette tallet er ikke oppført i tabellen fordi det er vanskelig å måle filtreringshastigheten nøy-aktig når den er høy. Man tilsatte ingen stoffer til felt-borevæske-systemet i forsøk på å regulere filtreringshastigheten, og man støtte ikke på problemer som kunne skyldes at man brukte en borevæske med så unormalt høy filtreringshastighet. En borevæske med så høy filtreringshastighet ville ikke kunne brukes i et geografisk område hvor man visste det fantes formasjoner med høy permeabilitet, selv om den foreliggende borevæske med lavt tørrstoffinnhold kan brukes med hell hvis den behandles med hydroksyetylcellulose for nedsettelse av filtreringshastigheten. This drilling fluid was retained during the remainder of the tests, which were completed at a depth of 5600 m. Nothing unusual with regard to drilling problems was encountered during the tests. In all tests with drilling fluid listed in Tables V and VI, the filtration rate was measured at intervals and found to be above 200 ml as measured by the standard A.P.I. method of measuring "water loss". This figure is not listed in the table because it is difficult to measure the filtration rate accurately when it is high. No substances were added to the field-drilling fluid system in an attempt to regulate the filtration rate, and problems that could result from using a drilling fluid with such an abnormally high filtration rate were not relied upon. A drilling fluid with such a high filtration rate would not be usable in a geographic area known to have high permeability formations, although the present low solids drilling fluid can be used successfully if treated with hydroxyethyl cellulose to reduce the filtration rate.

Det oljefeltet hvor man foretok disse boringer med den foreliggende borevæske i henhold til oppfinnelsen, var et område hvor det forøvrig også foregikk betraktelig boreaktivitet samtidig. Fire andre borehull ble boret i det umiddelbart omliggende området, hvorav tre benyttet en ferskvannsborevæske tilsatt polysaccharid-polymer og bentonitt, og et hull brukte en borevæske på oljebasis, eller vann-i-olje emulsjon. Omkostningene ved boringen samt borehastigheten og materialer som ble brukt ved boringene gjennom Wolfcamp-skiferlaget er tilgjengelig og er oppført i tabell VI nedenfor. Man vil se at bentonitt-borevæsken tilsatt polymer, som ble brukt for boring av tre borehull i umiddelbar nærhet av det foreliggende, oppviste en midlere borevæske-utgift på 5,84 $ pr. fot, og vann-i-olje emulsjonen som borevæske viste en borevæske-omkostning på 8,50 / pr. fot boret The oil field where these drillings were carried out with the present drilling fluid according to the invention was an area where, incidentally, considerable drilling activity also took place at the same time. Four other boreholes were drilled in the immediate surrounding area, three of which used a freshwater drilling fluid with added polysaccharide polymer and bentonite, and one hole used an oil-based drilling fluid, or water-in-oil emulsion. The cost of drilling as well as the drilling rate and materials used in drilling through the Wolfcamp Shale are available and are listed in Table VI below. It will be seen that the bentonite drilling fluid with polymer added, which was used for drilling three boreholes in the immediate vicinity of the present one, showed an average drilling fluid expense of $5.84 per ft, and the water-in-oil emulsion as drilling fluid showed a drilling fluid cost of 8.50 / per foot drilled

1 o o 0 / 4 1 o o 0 / 4

skifer. Man vil se at den skiferstabiliserende borevæske i henhold til oppfinnelsen viste en materialomkostning på 3>33$ Pr* ^ ot boret skiferformasjon, hvilket er meget gunstig sammenlignet med de andre tallene. Likeledes var borehastigheten for polymer-bentonitt-væsken 1,70 m/time, og borehastigheten for vann-i-olje emulsjonsvæsken 1,46 m/time. Borevæsken i henhold til oppfinnelsen ga en midlere borehastighet gjennom skiferformasjonen på 2,03 m/time. Dette er igjen meget gunstig sammenlignet med resultatene fra de fire borehull i samme området og gjennom samme Wolfcamp-skiferformas ion. slate. It will be seen that the shale stabilizing drilling fluid according to the invention showed a material cost of 3>33$ Per* ^ ot drilled shale formation, which is very favorable compared to the other figures. Likewise, the drilling speed for the polymer-bentonite fluid was 1.70 m/hour, and the drilling speed for the water-in-oil emulsion fluid was 1.46 m/hour. The drilling fluid according to the invention gave an average drilling speed through the shale formation of 2.03 m/hour. This is again very favorable compared to the results from the four boreholes in the same area and through the same Wolfcamp shale formation.

Det er således vist både ved laboratorieeksperimenter It has thus been shown both in laboratory experiments

og bruk på oljefeltet at anvendelse av skiferstabiliserende borevæske med lavt faststoffinnhold i henhold til oppfinnelsen, med en konsentrasjon av oppløselig kalsium i filtratet på over 200 ppm, og fortrinnsvis over 1000 ppm, en filtrat-alkalitet på over 0,2 og fortrinnsvis over 0,5 ml 0,02 N svovelsyre og inneholdende overskudd av eller uoppløst kalsiumhydroksyd, og videre med et forhold mellom plastisk viskositet og flytegrense på under 1, samt en filtreringshastighet på over 100 ml målt ifølge A.P.I.-standardprøve for "vanntap", med fordel kan brukes for boring av borehull i ustabile leir-skif erf ormas joner som Wolf camp-Pennsylvania-skif erområdet med minimal*-vanskeligheter, uvanlig lave borevæskeomkostninger pr. meter borehull og høy borehastighet gjennom skiferområdet. Selv om det er vist en rekke forskjellige utførelser av oppfinnelsen i foreliggende and use in the oil field that the use of shale stabilizing drilling fluid with a low solids content according to the invention, with a concentration of soluble calcium in the filtrate of over 200 ppm, and preferably over 1000 ppm, a filtrate alkalinity of over 0.2 and preferably over 0, 5 ml of 0.02 N sulfuric acid and containing excess or undissolved calcium hydroxide, and further with a ratio of plastic viscosity to yield strength of less than 1, as well as a filtration rate of more than 100 ml as measured according to the A.P.I. standard test for "water loss", can be advantageously used for drilling boreholes in unstable clay-shale erf ormas ions such as the Wolf camp-Pennsylvania shale area with minimal* difficulties, unusually low drilling fluid costs per meter boreholes and high drilling speed through the shale area. Although a number of different embodiments of the invention are shown herein

beskrivelse, kan det tenkes mange modifikasjoner og variasjoner for fagfolk på boreområdet, som vil falle innenfor oppfinnelsens ramme. description, many modifications and variations can be imagined for professionals in the drilling field, which will fall within the scope of the invention.

Claims

1. 'Aqueous drilling fluid comprising an aqueous phase and a dispersed solid phase, which aqueous phase comprises calcium hydroxide and a calcium salt with a solubility in water greater than calcium hydroxide, and optionally containing dissolved sodium chloride and optionally from 2.85-11.5 kg/ m^ hydroxyethyl cellulose, characterized in that

(1) said aqueous phase is saturated with respect to calcium hydroxide and has an alkalinity of at least 0.2 ml of 0.02N sulfuric acid per ml aqueous phase by titration against phenolphthalein, and

(2) said dispersed solids include sufficient attapulgite and/or asbestos to give the drilling fluid a plastic viscosity of 5-20 centipoise, a yield strength of 5-^0 and a ratio of yield strength to plastic viscosity of 0.25-1.0 .

2. Drilling fluid according to claim 1, characterized in that the dispersed solid phase also comprises an excess of undissolved calcium hydroxide.