NO20141016A1 - Borehullsfluider anvendt med oljesvellbare elementer - Google Patents

Description

BOREHULLSFLUIDER ANVENDT MED OLJESVELLBARE ELEMENTER

BAKGRUNN

Under komplettering av brønner i jordformasjoner anvendes generelt ulike fluider i brønnen av en rekke årsaker. Alminnelige anvendelser for borehullsfluider innbefatter: smøring og kjøling av borkronens skjæroverflater under generelle boreoperasjoner eller boring i en jordoljeholdig målformasjon, suspendering av løsnede formasjonsstykker og transport av dem til overflaten, kontroll av formasjonsfluidtrykket med henblikk på å unngå blow-out opprettholdelse av brønnstabilttet og minimering av fluidtap inn t formasjonen gjennom hvilken brønnen bores, frakturering av formasjonen i brønnens nærhet, fortrengning av fluidet i brønnen med et annet fluid, rengjøring av brønnen, testing av brønnen, formidling av hydraulisk hestekraft til borkronen, anbringelse av en packer, brønnplugging eller forberedelse av brønnen med henblikk på plugging, og på annen måte behandling av brønnen eller formasjonen.

Borehullsfluider eller mud kan innbefatte et basefluid, som i alminnelighet er vann, diesel eller mineralolje, eller en syntetisk forbindelse. Vektmaterialer (oftest anvendes bariumsulfat eller barytt) kan tilsettes for å øke densitet, og leirer, slik som bentonitt, kan tilsettes for å understøtte fjerning av borekaks fra brønnen og for å tildanne en filterkake på hullets vegger.

Borehullsfluider bidrar også til borehullets stabilitet, og kontrollerer strømmen av gass, olje eller vann fra porene i formasjonen for å forhindre for eksempel strømmen, eller i uønskede tilfeller blow-out av formasjonsfluider eller kollaps i jordformasjoner satt under press. FluidsøyEen i hullet utøver et hydrostatisk trykk som er proporsjonalt med hullets dybde og fluidets densitet Høytrykksformasjoner kan kreve et fluid med en densitet så høy som cirka 10 pund per gallon (ppg), og kan i noen tilfeller være så høy som 21 eller 22 ppg.

Oljebaserte mud (OBM-er) har blitt anvendt på grunn av deres fleksibilitet med hensyn tit å oppfylle egenskaper relatert til densitet, inhibering, friksjonsreduksjon og reologi som ønskes i borehullsfluider. Boreindustrien har anvendt vannbaserte mud (WBM-er) fordi de er rimelige. Det anvendte mud og borekaks fra brønner boret med WBM-er, kan enkelt bortskaffes på stedet ved de fleste onshore-plasseringer. WBM-er og borekaks kan også slippes ut fra plattformer i mange amerikanske farvann offshore så lenge gjeldende retningslinjer for utslippsbegrensninger, utslippsstandarder og andre tillatte grenser overholdes.

En spesifikk kategori av borehulls- eller kompletteringsfluider innbefatter ringromsfluider eller packerfluider, som pumpes inn i ringformede åpninger rom i et borehull, slik som for eksempel (1) mellom en borehullsvegg og én eller flere f6ringsrørstrenger som strekker seg inn i et borehull, eller (2) mellom tilstøtende, konsentriske rørstrenger som strekker seg inn i et borehull, eller (3) i ett eller begge av et A- eller B-ringrom i et borehull som omfatter i det minste et A- og B-ringrom med én eller flere indre rørstrenger som strekker seg inn i borehullet, hvilke kan løpe parallelt med eller nominelt parallelt med hverandre og kan eller kan ikke være konsentriske eller nominelt konsentriske med den ytre foringsrørstreng, etler (4) i ett eller flere av et A-, B- eller C-ringrom i et borehull som omfatter i det minste et A-, B- og C-ringrom med én eller flere indre rørstrenger som strekker seg inn i borehullet, hvilke kan løpe parallelt eller nominelt parallelt med hverandre og kan eller kan ikke være konsentriske eller nominelt konsentriske med den ytre foringsrørstreng. Ytterligere alternativt kan den ene eller flere rørstrenger ganske enkelt kjøres gjennom en kanal eller ett eller flere ytre rør for å forbinde ett eller flere borehull med et annet borehull eller for å føre fra ett eller flere borehull til et sentralisert samle- eller prosesseringssenter; og ringromsfluidet kan ha blitt anbrakt inne i kanalen etter røret/rørene, men utvendig i forhold til det ene eller de flere rørstrenger deri

Stike packerfluider tjener først og fremst til å beskytte fåringsrøret, men tjener også til å tilveiebringe hydrostatisk trykk for å utjevne trykk i forhold til formasjonen, for å senke trykk over tetningselementer etler packere, etler til å begrense differensial trykk som virker på borehullet, fdringsrøret og produksjonsrørsystemet for å forhindre kollaps av borehullet, og/eller bistå kontroll av en brønn i tilfelle av en lekkasje i produksjonsrørsystemet eller når packeren ikke lenger tilveiebringer en tetning eller har blitt åpnet. Selv om packerfluider kan formuleres med tilstrekkelig densitet til å oppfylle slike funksjoner, unngås i packerfluider konvensjonelt faste vektmaterialer som ofte anvendes i andre borehullsfluider på grunn av bekymringene for fast setning, især fordi packerfluider ofte forblir i ringrommet i lange tidsperioder uten sirkulasjon Videre, i tillegg til å tjene de ovennevnte konvensjonelle funksjoner, kan fluidet, for packerelementer som aktiveres av packerfluidet eller ringromsfluidet, også formuleres med hensyn tii slike ytterligere betraktninger

En annen kategori borehulls- eller kompletteirngsfluider innbefatter åpent borehull-fluider til uttrede avsnitt av brønnen. Fluidene pumpes mn i et vertikalt avsnitt eller høyvinkelavsnitt av et borehull, hvor den mål produserende formasjon eller injeksjonsformasjonen ofte forblir eksponert under produksjon eller injeksjon og/eller kan innbefatte hvilke som helst av de følgende, svellbare packere, utvendige fdringsrørpackere, perforerte linere, sandkontrollsikter eller sandsikter, hovedrør og/eller utvalgte inflowkontrollinnretninger som kan eller kan ikke innbefatte måleinstrumenter, kontrolledninger og til og med nedsenkbare pumper. Ofte oppdages åpent borehull-fluidet i det åpne borehull forut for, og fungerer for å muliggjøre, installasjon av hvilke som helst av de ovennevnte. I eksempelet med en svellbar packer/polymer(er) kan åpent borehull-fluidet tilveiebringe funksjonalitet, slik at packeren/potymeren utvides, idet det således tilveiebringes en barriere for å kontrollere trykk, bevegelse av fluider og for å øke den nedre installasjons integritet.

Følgelig er det et vedvarende behov for forbedringer i borehullsfluider, slik at de oppnår tilstrekkelig densitet og tar hensyn til andre faktorer som kan være særlig ønskelige ved anvendelse med packerelementer og/eller svellbare polymerer som anvendes i borehull og åpent borehull.

KORT BESKRIVELSE

t ett aspekt vedrører heri beskrevne utførelsesformer en fremgangsmåte for komplettering av et borehull, som innbefatter å innføre et oljeholdig borehullsfluid inn i et borehull som har en vannbasert filterkake på vegger derav; å bringe det oljeholdige borehullsfluid i kontakt med et oljesvellbart element i borehullet; og å tillate svelling av det oljesvellbare element, hvor det oljeholdige borehullsfluid er i det vesentlige fritt for ikke-assosierte surfaktanter, emulgatorer, fuktemidler eller dispergeringsmidler, og kan innbefatte et oljeaktig fluid og et vektmateriale.

f et annet aspekt angår heri beskrevne utførelsesformer en fremgangsmåte for aktivering av et oljesvellbart packersystem, som innbefatter å innføre i et borehull som har en vannbasert filterkake på veggene derav, et oljeholdig borehullsfluid; å bringe det oljeholdige borehullsfluid i kontakt med et oljesvellbart element i borehullet; og å tillate svelling av det oljesvellbare element, hvor det oljeholdige borehullsfluid innbefatter en oljeaktig kontinuerlig fase, hvor den oljeaktige kontinuerlige fase danner i det vesentlige alt av det oljeholdige borehullsfluids fluidfase, et alkyldiamid, og et organofilt belagt

vektmateriale som har en partikkelstørrelse d90på mindre enn cirka 20 mikroner.

I nok et annet aspekt angår heri beskrevne utførelsesformer et borehullsfluid som innbefatter en oljeaktig kontinuerlig fase, hvor den oljeaktige kontinuerlige fase danner i det vesentlige alt av borehullsfluidets fluidfase, et alkyldiamid, og et organofilt belagt vektmateriale som har en partikkelstørrelse d90på mindre enn cirka 20 mikroner, hvor borehullsfluidet er i det vesentlige fritt for hvilke som helst ikke-assosierte surfaktanter, dispergeringsmidler eller emulgatorer.

Denne korte beskrivelse er ment å introdusere et utvalg av konsepter som beskrives ytterligere i den detaljerte beskrivelse. Det er ikke hensikten med denne korte beskrivelse å identifisere nøkkeltrekk eller essensielle trekk ved den i kravene angitte gjenstand, ei helter er det hensikten at den skal anvendes som et hjelpemiddel for å begrense omfanget av den i kravene angitte gjenstand Andre aspekter og fordeler ifølge oppfinnelsen vil fremgå tydelig av den følgende beskrivelse og de medfølgende krav.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

Figur 1 er en isometrisk gjengivelse av et eksempel på et system hvori utførelsesformene av ettetningselement kan implementeres. Figur 2 er et stolpediagram som viser en oljesvellbar packers totale volumøkning når den bløtlegges i ulike svellefluidformuleringer. Figur 3 er et fotografi som viser to svellefluidformuleringers kompatibilitet med en vannbasert filterkake. Figur 4 er et stolpediagram som viser svellingen av en oljesvellbar packer når den bløtlegges i en fluid prøve sammenlignet med diesel.

DETALJERT BESKRIVELSE

Heri beskrevne utførelsesformer angår borehullsfluider (og fremgangsmåter for anvendelse av slike borehullsfluider) til ulike kompletteringsoperasjoner.

Utførelsesformer ifølge den foreliggende offentliggjøring angår især borehullsfluider som anvendes til å aktivere oljesvellbare potymersammensetninger av et svellbart element til en brønn som er boret med et vannbasert borehullsfluid. De oljesvellbare elementer (og således borehullsfluider ifølge den foreliggende offentliggjøring) kan anvendes i

oljesvellbare packersystemanvendelser slik som, men ikke begrenset til, komplettering

av brønner, plugging eller abandonering av brønner, isolering av soner av brønnen, reservoannndeling eller borehullssegmentering.

Borehullsftuidene ifølge den foreliggende offentliggjøring kan således ha flere komponenter, herunder et oljeholdig basefluid, slik at det er en tilstrekkelig mengde av det fluid som er fritt til å diffundere inn i og svelle polymeren, og et vektmateriale for å gi det oljeaktige fluid mer tyngde, slik at en høyere densitet kan oppnås. Borehulisfluidene ifølge den foreliggende offentliggjøring kan også anvendes til å aktivere en svellbar polymersammensetning som har blitt plassert i borehullet som et packerelement, til gruspakking eller andre heri drøftede anvendelser. Den svellbare sammensetning kan være oljesvellbart materiale som sveller ved diffusjon av hydrokarboner inn i det oljesvellbare materiale.

I noen utførelsesformer kan et borehull bores under anvendelse av et vannbasert borehullsfluid, hvor det vannbasert borehullsfluid filtrerer inn i formasjonen for å danne en vannbasert filterkake. Som anvendt heri er en vannbasert filterkake en filterkake som er vannvåt, og kan være dannet av et hvilket som helst vannholdig fluid, for eksempel med vann eller et vandig fluid som den største fluiddel i fluidet og/eller en hvilken som helst emulsjon som danner en vannvåt filterkake ved filtrering inn i formasjonen. I en særlig utførelsesform kan det vannbaserte borehullsfluid fortrenges av et oljeholdig borehullsfluid ifølge den foreliggende offentliggjøring, som tillates å diffundere inn i oljesvellbare materialer som er plassert nedihulls, slik som for eksempel en oljesvellbar packer, idet det bevirkes at de oljesvellbare materialer "aktiveres" eller sveller.

f en annen utførelsesform kan den oljesvellbare packer inkorporeres i en siktesammenstillingspacker til en åpent borehull-komplettering forut for produksjonen av hydrokarboner fra et borehull, for å benytte den svellbare packer til å oppnå soneisolering og til å blokkere potensiell uønsket flutdinntrengen. Slike teknikker beskrives mer detaljert i US-patentsøknad nr. 2007/0151724, som det hermed henvises til, og som i sin helhet skal betraktes som værende en del av nærværende søknad.

Som nevnt ovenfor kan borehullsfluidet som anvendes til å aktivere eller svelle det oljesvellbare element, være et oljeholdig fluid. I noen utførelsesformer tildannes det oljeholdige borehullsfluid utelukkende eller i det vesentlige fullt ut av et oljeaktig fluid som i det vesentlige er fritt for en vandig komponent og i det vesentlige fritt for emulgatorer eller lignende. I en annen utførelsesform er borehullsfluidets fluidfase tildannet av et oljeaktig fluid som i det vesentlige er fritt for en vandig komponent og i det vesentlige fritt for emulgatorer, men kan inneholde en viss mengde av et ikke-vandig, ikke-oljeaktig fluid. I nok en annen utførelsesform kan det oljeholdige borehullsfluid være en direkte emulsjon, hvor et oljeaktig fluid er en diskontinuerlig fase inne i en vandig eller ikke-oljeaktig kontinuerlig fase som er formulert til å være i det vesentlige fri for emulgatorer eller lignende.

Svellbare elementer

Som nevnt ovenfor anvendes borehullsfluidet tii å aktivere et svellbart packersystem eller andre svellbare elementer. Svellbare packersystemer innbefatter en svellbar sammensetning som kan anvendes til å fylle et rom i borehullet Det svellbare packersystem kan bestå av den svellbare sammensetning alene, men i noen utførelsesformer innbefatter det svellbare packersystem den svellbare sammensetning anvendt som en redskapskomponent i kompletteringsoperasjoner hvor et packerelement plasseres i et produserende intervall av borehullet for å tilveiebringe ringformet isolasjon mellom et øvre og et nedre avsnitt av brønnen. Hyppig fastgjøres den svellbare sammensetning til et hovedrør, liner eller til og med féringsrøret. Svelling av sammensetningen kan påbegynnes på et hvilket som helst tidspunkt, men i noen utførelsesformer sveller sammensetningen i det minste etter at utstyret er installert i brønnen.

Videre er svellbare sammensetninger slike som, når de utsettes for et eller flere bestemte stoffer, slik som vann eller hydrokarboner, sveller eller utvider seg til en størrelse som er større enn elementets størrelse før svelling. Borehullsfluidets basefluid som anvendes i forbindelse med de svellbare sammensetninger, absorberes inn i den svellbare packer ved hjelp av diffusjon. Gjennom molekylenes tilfeldige termale bevegelse i væsken, diffunderer fluidet inn i packeren. Når packeren er viklet om et rørelements ytre omkrets, er resultatet av svellingen en økning i den svellbare packers fremstilte utvendige diameter. Fluidet kan fortsette å diffundere inn i packeren, idet det bevirkes at packerelementet sveller, slik at det nårforingsrørets innvendige diameter eller brønnens åpne borehull, og vil fortsette å svelle helt til de indre spenninger inne i packermaterialet når likevekt. Det vil si at svelletrykket øker helt til diffusjon ikke lenger kan finne sted. Det svellbare element kan især svelle i det minste tilstrekkelig til at det svellbare element skaper en tetning i rmgrommet, slik som en differensialt tettende ringformet barriere som skapes mellom øvre og nedre avsnitt av brønnen. Valgfritt kan den svellbare packer anvendes til å skape en barriere mellom designerte avsnitt av et åpent borehull for å tillate selektiv isolering under komplettering eller etter komplettering.

I utførelsesformer kan det svellbare elements tykkelse svelle i det minste 5%, i det minste 10%, i det minste 15%, i det minste 20%, i det minste 25%, eller i det minste 50%. Ofte kan det svellbare element begrenses til å utvide seg kun i en radial retning, men i andre utførelsesformer kan det utvide seg både radialt og aksialt.

Andre utførelsesformer kan innbefatte et svei I bart element i en broplugg, som er et redskap som kan plasseres og settes i et borehull for å isolere en nedre del av borehullet fra en øvre del av borehullet.

Ifølge en fremgangsmåte for anvendelse kan en svellbar packer eller annet element, slik som en broplugg, plasseres i et avsnitt av et borehull som har blitt boret, i utførelsesformer, med et vannbasert fluid, slik at en vannbasert filterkake forblir på borehullsvegger. Mer en ett svellbart element kan naturligvis plasseres i borehullet. En kombinasjon av svellbare packere og/eller broplugger kan også plasseres i avsnitt av et borehull. Et svellefluid innføres deretter direkte inn i selve nngrommet, eller innføres inn i ringrommet via rørstrengen eller foringsrøret. Svellefluidet kan tillates å komme i kontakt med packerens elter bropluggens svellbare element, hvilket bevirker at det svellbare element begynner å svelle. Svellefluidet kan tillates å forbli i kontakt med det svellbare element i en tid som er tilstrekkelig til at det svellbare element sveller og utvider seg til en størrelse som er tilstrekkelig for å tette ringrommet.

Svellbare sammensetninger som anvendes i fremgangsmåtene ifølge den foreliggende offentliggjøring, kan være tildannet av ulike materialer som i tilstrekkelig grad sveller eller utvider seg i nærvær av hydrokarboner. Illustrative svellbare materialer kan være naturlige gummier, nitrilgummier, hydrogenert nitrilgummi, etyten-propylen-kopolymer-gummi, etylen-propylen-dien-terpolymergummi, butylgummi, halogenisert butytgummi, bromert butylgummi, klorert butylgummi, klorert polyetylen, stivelse-polyakrylatsyre-podet kopolymer, polyvinylalkohol-syklisk syreanhydird-podet kopolymer, isobutylenmaleinsyreanhydrid, polyakrylater, akrylatbutadiengummi, vinylacetat-akrylatkopolymer, polyetylenoksidpolymerer, karboksymetylcellulosetypepolymerer, stivelse-polyakrylonitril-podede kopolymerer, styren, styren-butadiengummi, polyetylen, polypropylen, etylen-propylenkomonomergummi, etylenpropylendienmonomergummi, etylenvinylacetatgummi, hydrert akrylonitril-butadiengummi, akrylonitrifbutadiengummi, isoprengummi, neoprengummier, sulfonerte polyetylener, etytenakrylat, epiklorhydrinetylenoksidkopolymerer, etylen-propylengummier, etylen-propylen-dienterpolymergummier, etylenvinylacetatkopolymer, akrylamider, akrylonitrilbutadiengummier, polyestere, polyvinylklorider, hydrogenerte akrylonitrilbutadiengummier, fluorgummier, fluorsilikongummier, silikongummier, poly-2,2,1-bisykloheptener (polynorbornen), alkylstyrener eller kloroprengummi Selv om den spesifikke kjemi ikke er begrensende for de foreliggende fremgangsmåter, kan oijesvellende polymersammensetninger også innbefatte oljesvellbare elastomerer.

Oljeholdige borehullsfluider

Som nevnt ovenfor, for å aktivere det oljesvellbare element, dvs. få det svellbare element til å svelle, kan borenullsfluidet være oljeholdig. Det oljeholdige borehullsfluid kan inneholde en mengde av et oljeaktig fluid som er tilstrekkelig til å aktivere den svellbare sammensetning ved diffusjon av det oljeaktige fluid inn i det oljesvellbare materiale Den mengde av olje som vil bevirke tilstrekkelig svelling av det svellbare element til å gå i inngrep med og tette mot den motsvarende borehullskomponent, kan variere, for eksempel med utgangspunkt i packerens størrelse, påkrevet omfang av svelling/utvidelse av elementet osv.

I noen utførelsesformer kan de oljeholdige fluider ifølge den foreliggende offentliggjøring innbefatte et oljeaktig fluid som fluidets kontinuerlige fase, hvorimot andre utførelsesformer kan anvende en direkte emulsjon der det oljeaktige fluid er en diskontinuerlig fase inne i en vandig eller ikke-oljeaktig kontinuerlig fase.

Oljeaktige fluider kan være en væske, slik som en naturlig eller syntetisk olje, og i noen utførelsesformer kan det oljeaktige fluid velges fra gruppen som innbefatter dieselolje, mineralolje; en syntetisk olje, slik som hydrogenerte og ikke-hydrogenerte olefiner, herunder potyatfaolefiner, lineære og forgrenede olefiner og lignende, polydiorganosiloksaner, siloksaner eller organosiloksaner, estere av fettsyrer, især rettkjedede, forgrenede og sykliske alkyletere av fettsyrer, blandinger derav og lignende forbindelser som er kjente for fagmannen; og blandinger derav. I en bestemt utførelsesform kan fluidene formuleres under anvendelse av dieselolje eller en syntetisk olje som den eksterne kontinuerlige fase.

I en utførelsesform kan det oljeaktige fluid være til stede uten en hvilken som helst vandig eller ikke-oljeaktig fase, eller kan i det vesentlige være fritt for et vandig og/eller ikke-oljeaktig fluid (slik som de som beskrives nedenfor). Som anvendt heri kan i det vesentlige fritt for et vandig eller ikke-oljeaktig fluid, oppfattes som å bety at fluidet inneholder mindre enn 20 vol% av et vandig eller ikke-oljeaktig fluid, eller mindre enn 10 vol% eller 5 vol% i andre utførelsesformer. i andre utførelsesformer kan fluidet imidlertid inneholde et ikke-vandig, ikke-oljeaktig fluid som har delvis blandbarhet (dvs. noe, men ikke full løselighet, slik som i det minste 10-25% eller større blandbarhet) med det oljeaktige fluid i en mengde som er mer enn 20 vol%. I tillegg kan felles løsemidler, dvs. et fluid som er løselig i både vandige og oljeaktige fluider, være til stede i det oljeaktige fluid, herunder i de oljeaktige fluider som er i det minste i det vesentlige fri for et vandig eller ikke-oljeaktig fluid. Illustrative eksempler på slike felles løsemidler innbefatter for eksempel isopropanol, dietylenglykolmonoetyteter, dipropylenglykolmonometyleter, tripropylenbutyleter, dipropylenglykolbutyleter, dietylenglykolbutyleter, butylkarbitol, dipropylenglykolmetyleter, ulike estere, slik som etyllaktat, propylenkarbonat, butylenkarbonat osv., og pyrolidoner.

Når formulert uten eller i det vesentlig fritt for en vandig eller ikke-oljeaktig fase (eller til og med hvis det inneholder et ikke-vandig, ikke-oljeaktig fluid som er delvis blandbart med et oljeaktig fluid), kan fluidet også være fritt for eller i det vesentlige fritt for eventuelle ikke-assosierte surfaktanter, fuktemidler, dispergeringsmidler eller emulgatorer, dvs. hvilke som helst amfifile forbindelser som innehar både hydrofile og hydrofobe grupper i molekylet. Som anvendt heri viser "ikke-assosierte" til molekyler som ikke er kjemisk bundet tii eller ellers kjemisk eller fysisk assosiert med en annen art (slik som et fast vektmateriale). Etter en slik definisjon vil et dispergeringsmiddel eller fuktemiddel som tilveiebringes som et belegg på vektmateriale, betraktes som å være assosiert, ikke ikke-assosiert. Som anvendt heri betyr i det vesentlige fri for en ikke-assosiert surfaktant, fuktemiddel, dispergeringsmiddel eller emulgator, mindre enn en mengde som ville generere en omvendt emulsjon for en hvilken som helst mengde av et vandig elter ikke-oljeaktig fluid til stede i fluidet. Slike mengder kan for eksempel være mindre enn 5 pund per barrel (ppb) eller mindre enn 4 ppb, 3 ppb, 2 ppb eller 1 ppb, i andre utførelsesformer. Således kan et fuktemiddel eller dispergeringsmiddel tilveiebringes for å belegge et fast vektmateriale, men mengden som tilsettes ville ikke være så stor at en omvendt emulsjon kunne dannes med et hvilket som helst overskudd av fuktemiddel eller dispergeringsmiddel. Et slikt overskudd kan være mindre enn 5 ppb, 4 ppb, 3 ppb, 2 ppb eller 1 ppb i ulike utførelsesformer.

I noen utførelsesformer kan borehullsfluidet være en direkte emulsjon som håret vandig eller ikke-oljeaktig fluid som en kontinuerlig fase, hvor det oljeaktige fluid er tilveiebrakt som en diskontinuerlig fase tilveiebrakt deri Direkte emulsjoner kan formuleres slik at de er i det vesentlige fri for en emulgator, surfaktant, dispergeirngsmiddel eller fuktemiddel, som definert ovenfor Ikke-oljeaktige fluider som kan anvendes i de heri beskrevne utførelsesformer, kan være en væske, slik som en vandig væske. I utførelsesformer kan den ikke-oljeaktige væske velges fra gruppen som innbefatter ferskvann, havvann, en saltoppløsning inneholdende organiske og/eller uorganiske oppløste salter, væsker inneholdende vannblandbare organiske forbindelser og kombinasjoner derav. Eksempelvis kan det vandige fluid formuleres med blandinger av ønskede salter i ferskvann. Slike salter kan innbefatte, men er ikke begrenset til, for eksempel alkalimetallklorider, hydroksider eller karboksylater. I ulike utførelsesformer av det heri beskrevne borehullsfluid, kan saltoppløsningen innbefatte havvann, vandige løsninger hvori saltkonsentrasjonen er mindre enn den i havvann, eller vandige løsninger hvor saltkonsentrasjonen er større enn den i havvann. Salter som kan finnes i havvann innbefatter, men er ikke begrenset til, natrium, kalsium, aluminium, magnesium, kalium, strontium og litium, salter av klorider, bromider, karbonater, jodider, klorater, bromater, formater, nitrater, oksider, fosfater, sulfater, silikater og fluorider. Salter som kan inkorporeres i en gitt saltoppløsning, innbefatter et hvilket som helst eller flere hvilke som helst av de som finnes i naturlig havvann eller hvilke som helst andre organiske eller uorganiske oppløste salter. I tillegg kan saltoppløsninger som kan anvendes i de hen drøftede borehullsfluider, være naturlige eller syntetiske, hvor syntetiske saltoppløsninger har en tendens til å ha en mye enklere konstitusjon. I én utførelsesform kan borehullsfluidets densitet også kontrolleres ved å øke saltkonsentrasjonen i saltoppløsningen (opp til metning). I en bestemt utførelsesform kan en saltoppløsning innbefatte haioid- eller karboksyiatsalter av mono- eller divalente kationer av metall, slik som cesium, kalium, kalsium, sink og/elter natrium Spesifikke eksempler på slike salter innbefatter, men er ikke begrenset tit, NaCI, CaCI2, NaBr, CaBr2, ZnBr2, NaHC02, KHCO2, KCI, NH4CI, CsHCOa, MgCI2, MgBr2, KH3C202, KBr, NaH3C202og kombinasjoner derav.

I utførøisesformene som anvender direkte emulsjoner, kan borehullsfluidet inneholde et oljeaktig fluid (for å svelte det oljesvellbare element) i en mengde som har en nedre

grense på en hvilken som helst av 10 vol%, 20 vol%, 30 vol%, 40 vol% eller 50 vol%, og en øvre grense på en hvilken som helst av 40 vol%, 50 vol%, 60 vol%, 70 vol% eller 80 vol%, hvor en hvilken som helst lavere grense kan kombineres med en hvilken som helst

øvre grense. I spesifikke utførelsesformer kan det oljeaktige fluid utgjøre 20-70 vol% av borehullsfluidet, 30-60 vol% eller 40-50 vol%, hvor resten av fluiddelen er det ikke-oljeaktige fluid.

Faste vektmaterialer

Fluidets densitet kan økes ved å inkorporere et fast vektmateriale. Faste vektmaterialer som anvendes i noen av de heri beskrevne utførelsesformer, kan innbefatte en rekke uorganiske forbindelser som er velkjente for fagfolk. I noen utførelsesformer kan vektmaterialet velges fra ett eller flere av materialene som innbefatter for eksempel bariumsulfat (barytt), kalsiumkarbonat (kalsitt eller aragonitt), dolomitt, ilmenitt, hematitt eller andre jernmalmer, olivin, sideritt, manganoksid og strontiumsulfat. I en bestemt utførelsesform kan kalsiumkarbonat eller et annet syreløselig vektmateriale anvendes.

Fagmannen vil innse at valg av et bestemt materiale i stor grad kan avhenge av materialets densitet, da den laveste borehullsfluidviskositet generelt oppnås ved en hvilken som helst bestemt densitet ved å anvende partiklene med høyest densitet. I noen utførelsesformer kan vektmaterialet utgjøres av partikler som er sammensatt av et materiale med egenvekt på i det minste 2,3; i det minste 2,4 i andre utførelsesformer, i det minste 2,5 i andre utførelsesformer; i det minste 2,6 i andre utførelsesformer; og i det minste 2,68 i atter andre utførelsesformer. Vektmaterialer med høyere densitet kan også anvendes, som har en egenvekt på cirka 4,2,4,4 eller til og med så høyt som 5,2. Eksempelvis kan et vektmateriale dannet av partikler som har en egenvekt på i det minste 2,68, tillate borehullsfluider å bli formulert for å dekke de fleste densitetsbehov, men likevel ha en partikkelvolumfraksjon som er lav nok til at fluidet er pumpbart. Andre hensyn kan imidlertid ha innvirkning på valg av produkt, slik som kostnad, tilgjengelighet lokalt, den kraft som er påkrevet for oppmaling, og hvorvidt faststoffresten eller filterkaken enkelt kan fjernes fra brønnen I bestemte utførelsesformer kan borehullsfluidet formuleres med kalsiumkarbonat eller et annet syreløselig materiale

De faste vektmaterialer kan være av en hvilken som helst partikkelstørrelse (og partikkelstørrelsesfordeling), men noen utførelsesformer kan innbefatte vektmaterialer som håret mindre partikkelstørrelsesområde enn vektmaterialer av API-grad, som det generelt kan vises til som mikroniserte vektmaterialer. Slike vektmaterialer kan generelt være i mikronområdet (eller mindre), herunder submikronpartikler i nanostørrelsesområdet.

I noen utførelsesformer kan vektmaterialenes midlere partikkelstørrelse (d50) være i området fra en nedre grense på større enn 5 nm, 10 nm, 30 nm, 50 nm, 100 nm, 200 nm, 500 nm, 700 nm, 0,5 mikron, 1 mikron, 1,2 mikroner, 1,5 mikroner, 3 mikroner, 5 mikroner eller 7,5 mikroner, til en øvre grense på mindre enn 500 nm, 700 mikroner, 1 mikron, 3 mikroner, 5 mikroner, 10 mikroner, 15 mikroner, 20 mikroner, hvor partiklene kan være i et område fra en hvilken som helst nedre grense til en hvilken som helst øvre grense. I andre utførelsesformer kan vektmaterialenes d90 (den størrelse ved hvilken 90% av partiklene er mindre) være i området fra en nedre grense på større enn 20 nm, 50 nm, 100 nm, 200 nm, 500 nm, 700 nm, 1 mikron, 1,2 mikroner, 1,5 mikroner, 2 mikroner, 3 mikroner, 5 mikroner, 10 mikroner eller 15 mikroner, til en øvre grense på mindre enn 30 mikroner, 25 mikroner, 20 mikroner, 15 mikroner, 10 mikroner, 8 mikroner, 5 mikroner, 2,5 mikroner, 1,5 mikroner, 1 mikron, 700 nm, 500 nm, hvor partiklene kan være i et område fra en hvilken som helst nedre grense til en hvilken som helst øvre grense. De ovenfor beskrevne partikkelområder kan oppnås ved å finmale materialene til den ønskede partikkelstørrelse eller ved utfelling av materialet fra en sammenstillingstilnærming fra bunnen av. Utfelling av slike materialer er beskrevet i US-patentsøknadspublikasjon nr. 2010/009874, som er tildelt rettsinnehaver av den foreliggende søknad, og som det hermed henvises til, og som i sin helhet skal betraktes som værende en del av foreliggende søknad. En fagmann vil forstå at avhengig av hvilken størrelsesbestemmende teknikk som anvendes, kan vektmaterialet ha en partikkelstørrelsesfordeling annet enn en monomodal fordeling. Det vil si at vektmaterialet kan ha en partikkelstørrelsesfordeling som i ulike utførelsesformer kan være monomodal, som kan eller kan ikke være gaussisk, bimodal eller polymodal.

I én utførelsesform er et vektmateriale størrelsestilpasset slik at: partikler som har en diameter på mindre enn 1 mikron, utgjør 0 til 15 volumprosent; partikler som har en diameter på mellom 1 mikron og 4 mikroner, utgjør 15 til 40 volumprosent; partikler som har en diameter på mellom 4 mikroner og 8 mikroner, utgjør 15 til 30 volumprosent; partikler som har en diameter på mellom 8 mikroner og 12 mikroner, utgjør 5 til 15 volumprosent; partikler som har en diameter på mellom 12 mikroner og 16 mikroner, utgjør 3 til 7 volumprosent; partikler som har en diameter på mellom 16 mikroner og 20 mikroner, utgjør 0 til 10 volumprosent; partikler som har en diameter på mer enn 20 mikroner, utgjør 0 til 5 volumprosent. I en annen utførelsesform er vektmaterialet av en slik størrelse at den kumulative volumfordeling er. mindre enn 10 prosent av partiklene er mindre enn 1 mikron; mindre enn 25 prosent er i området 1 mikron til 3 mikroner; mindre enn 50 prosent er i området 2 mikroner til 6 mikroner; mindre enn 75 prosent er i området 6 mikroner til 10 mikroner; og mindre enn 90 prosent er i området 10 mikroner til 24 mikroner.

Anvendelsen av vektmaterialer som har slike størreisesfordelinger er, beskrevet i US-patentsøknadspublikasjoner nr. 2005/0277553 og 2010/0009874, som er tildelt rettsinnehaver av den foreliggende søknad, og som det hermed henvises til, og som i sin helhet skal betraktes som værende en del av foreliggende søknad. Partikler som har disse størreisesfordelinger, kan oppnås ved hjelp av et hvilken som helst middel som er kjent innenfor teknikken.

I noen utførelsesformer innbefatter vektmaterialene dispergerte faste kolloidale partikler med en vektmidlere partikkeldiameter (d50) på mindre enn 10 mikroner, som er belagt med et organofilt, polymert antiflokkuleringsmiddel eller dispergeringsmiddel I andre utførelsesformer innbefatter vektmaterialene dispergerte faste kolloidale partikler med en vektmidlere partikkeldiameter (d50) på mindre enn 8 mikroner, som er belagt med et polymert antiflokkulerende middel eller dispergeringsmiddel; mindre enn 6 mikroner i andre utførelsesformer; mindre enn 4 mikroner i andre utførelsesformer; og mindre enn 2 mikroner i atter andre utførelsesformer. Den fine partikkelstørrelse vil generere suspensjoner eller slurryer som vil utvise en redusert tendens til sediment eller siging, og det polymere dispergeringsmiddel på partikkelens overflate kan kontrollere interpartikkelinteraksjonene og vil således danne lavere reologiske profiler. Det er kombinasjonen av fin partikkelstørrelse og kontroll av kolloidale interaksjoner som forener de to formål med lavere viskositet og minimal siging.

I noen utførelsesformer kan vektmaterialene være ubelagte. I andre utførelsesformer kan vektmaterialene være belagt med et organofilt belegg, slik som et dispergeringsmiddel, herunder karboksylsyrer med molekylvekt på i det minste 150 Dalton, slik som oljesyre, stearinsyre og flerbasiske fettsyrer, alkylbenzensulfosyrer, alkansulfosyrer, lineær alfaolefinsuifosyre og jordalkalimetallsalter derav. Ytterligere eksempler på egnede dispergeirngsmidier kan innbefatte en polymerforbindelse, slik som et polyakrylatester bestående av i det minste én monomer valgt blant stearylmetakrylat, butylakrylat og akrylsyremonomerer. Det illustrative polymerdispergeringsmiddel kan ha en midlere molekylvekt fra cirka 10 000 Dalton til cirka 200 000 Dalton, og i en annen utførelsesform fra cirka 17 000 Dalton til cirka 30 000 Dalton. Fagmannen vil innse at annet akrylat eller andre umettede karboksylsyremonomerer (eller estere derav) kan anvendes til å oppnå i

det vesentlige de samme resultater som de heri beskrevne

I utførelsesformer kan de belagte vektmaterialer tildannes ved hjelp av enten en tørr beleggingsprosess eller en våt beleggingsprosess. Vektmaterialer som egner seg til anvendelse i andre heri beskrevne utførelsesformer, kan innbefatte de som beskrives i US-patentsøknadspublikasjon nr. 2004/0127366,2005/0101493, 2006/0188651, 2008/0064613, og US-patent nr. 6,586,372 og 7,176,165, idet det hermed henvises til disse, og de skal alle betraktes som værende en del av nærværende søknad.

Partikkelmaterialene som beskrives heri (dvs. de belagte og/eller ubelagte vektmaterialer), kan tilsettes til et borehullsfluid som et vektmateriale i en tørr form eller konsentrert som slurry i enten et vandig medium eller som en organisk væske. Som er kjent, kan en organisk væske ha de miljømessige karakteristika som er påkrevet for additiver til oljeholdige borehullsfluider. Med dette i tankene kan det oljeaktige fluid ha en kinematisk viskositet på mindre enn 10 centistoke (10 mm2/s) ved 40°C og, av sikkerhetsmessige årsaker, et flammepunkt på over 60"C. Egnede oljeaktige væsker er for eksempel dieselolje, mineral- eller hvitoljer, n-alkaner eller syntetiske oljer, slik som alfaolefinoljer, esteroljer, blandinger av disse fluider, så vel som andre lignende fluider som er kjente for fagmannen innenfor boreteknikken, eller annen borehullsfluidformulering. I én utførelsesform oppnås den ønskede partikkelstørrelsesfordeling ved hjelp av våtmaling av de grovere materialer i det ønskede bærerflutd.

Slike faste vektmaterialer kan være særlig nyttige i borehullsfluider som er formulert med en fullt ut oljeaktig fluidfase. I en særlig utførelsesform kan et organofilt belagt vektmateriale som har en partikkelstørrelse innenfor hvilke som helst av de beskrevne områder, anvendes i et fluid som er fritt for eller i det vesentlige fntt for en vandig fase inneholdt deri. Faste vektmaterialer kan også anvendes i de direkte emulsjon emulsjoner ifølge den foreliggende offentliggjøring for å tilveiebringe ytterligere densitet utover det som tilveiebringes av den vandige fase, etter behov.

I en utførelsesform kan borehullsfluidet ha en densitet som er større enn cirka 8,0 pund per gallon (ppg), eller i det minste 10,12 eller 14 ppg i en annen utførelsesform. I nok en annen utførelsesform er borehullsftuidets densitet i noen utførelsesformer i området fra cirka 6 til cirka 18 ppg, der vektmaterialet tilsettes i en mengde for å øke basefluidets densitet med I det minste 1 ppg eller med i det minste 2,4 eller 6 ppg i andre

utførelsesformer.

Borehullsfluidadditiver

Andre additiver som kan innbefattes i de heri beskrevne borehullsfluider, innbefatter for eksempel fuktemidler, organofile leirer, viskositetsøkende midler, fluidtapskontrollmidler, surfaktanter, dispergeringsmidler, grenseflatespenningsreduksjonsmidler, pH-buffere, felles løsemidler, tynnere, fortynningsmidler og rengjøringsmidler. Tilsetningen av slike midler bør være velkjente for fagmannen innenfor teknikken av å formulere borehullsfluider og mud.

I noen utførelsesformer kan additiver inkluderes i sammensetningen for å modifisere reologiske egenskaper, slik som viskositet og flow. Eksempelvis innbefatter organiske tiksotroper som egner seg for tilsetning til borehullsfluider ifølge den foreliggende offentliggjøring, alkyldiamider, slik som de som har den generelle formel: R1-HN-CO-(CH2)n-CO-NH-R2, hvor n er et heltall fra 1 til 20, fra 1 til 4 eller fra 1 til 2, og R1 er en alkylgruppe som har fra 1 til 20 karboner, fra 4 til 12 karboner, eller 5 til 8 karboner, og R2 er hydrogen eller en alkylgruppe som har fra 1 til 20 karboner, eller er hydrogen eller en alkylgruppe som har fra 1 til 4 karboner, hvor R1 og R2 kan eller kan ikke være identiske. Slike alkyldiamider kan for eksempel anskaffes fra M-l L L.C (Houston, TX) under handelsnavnet VERSAPAC™. Slike alkyldiamidviskositetsøkende midler kan være særlig egnet for anvendelse i et oljeholdig borehullsfluid som i det vesentlige er fritt for et vandig elter ikke-oljeaktig fluid, men kan også inkluderes i direkte emulsjoner.

I andre utførelsesformer kan organofile leirer, slik som aminbehandlede leirer, være nyttige som viskositetsøkende midler i fluidsammensetningen ifølge den foreliggende offentliggjøring VG-69™og VG-PLUS™ er organoleirematerialer, tilgjengelige fra M-l L.L.C., Houston, Texas, som kan anvendes i de heri beskrevne utførelsesformer. Slike organofile leirer, så vel som vannbaserte leirer, kan være særlig nyttige i å bistå i formasjonen og stabiliseringen av en direkte emulsjon. Andre viskositetsøkende midler som kan anvendes, innbefatter delvis hydrolysen polyakrylamid (PHPA), biopoiymerer (slik som guargummi, stivelse, xantangummi og lignende), bentonitt, attapulgitt, septolitt, polyamidharpikser, polyanionisk karboksymetylcellulose (PAC eller CMC), polyakrylater, lignosulfonater, så vel som andre vannløselige polymerer. Når en direkte emulsjon formuleres uten et emulgeringsmiddet, en surfaktantosv., kan det viskositetsøkende middel inkorporeres for å øke de to fasers viskositet og således blandbarhet, slik at en direkte (olje-i-vann) emulsjon dannes ved blanding i en high shear-blander, slik som det uttrykk forstås av fagfolk, idet den opererer ved minst 3500 rpm, eller i det minste 5000 eller 7000 rpm i andre utførelsesformer.

I andre utførelsesformer kan pyrogene silika og/eller utfelt silika anvendes som et viskositetsøkende middel. I atter andre utførelsesformer kan utfelte silika med fordel anvendes for å tilveiebringe både vektøkning og viskosifisering av det oljeaktige basefluid. Når anvendt for å tilveiebringe vekt og viskosifisering, kan de utfelte silika anvendes i tillegg til eller i stedet for de ovenfor beskrevne vektmaterialer. Alternativt kan de relative mengder av vektmaterialet og det utfelte silika i borehullsfluidformuleringen justeres slik at borehullsfluidet har både den ønskede densitet og de ønskede flowegenskaper.

Utfelte silika har en porøs struktur og kan fremstilles fra reaksjonen av en alkalisilikatløsning med en mineralsyre. Alkalisilikater kan for eksempel velges fra én eller flere av natriumsilikat, kaliumsilikat, litiumsilikat og kvaternære ammoniumsiiikater. Utfelte silikaer kan fremstilles ved hjelp av destabiliseringen og utfellingen av silika fra løselige silikater ved tilsetning av en mineralsyre og/eller syregasser. Reaktantene innbefatter således et alkalimetallsilikat og en mineralsyre, slik som svovelsyre, eller et forsurende middel, slik som karbondioksid Utfelling kan utføres under alkaliske betingelser, for eksempel ved tilsetning av en mineralsyre og en alkalisilikatløsning til vann med konstant agitering. Valget av agitering, utfellingsvarighet, tilsetningshastighet av reaktanter, temperatur, konsentrasjon og pH kan endre de resulterende sihkapartiklers egenskaper.

Utfelte silika som er nyttige i utførelsesformene heri, kan innbefatte fintfordelte faste partikketmatenaler, slik som putvere, silt eller sand, så vel som forsterkede flokker eller agglomerater av mindre partikler av silisiumholdig materiale. I noen utførelsesformer kan det utfelte silika (eller agglomerater derav) ha en midlere partikkelstørrelse (D50) på mindre enn 50 mikroner, mindre enn 20 mikroner i andre utførelsesformer; og i området fra cirka 1 mikron til cirka 10 mikroner, slik som cirka 4 til cirka 6 mikroner i atter andre utførelsesformer. I noen utførelsesformer kan utfelte silikaer som har en større initial midlere partikkelstørrelse anvendes, hvor skjær eller andre betingelser kan føre til findelmg av slike partikler, slik som oppbrytning av agglomeratene, hvilket fører til en silikapartikkel som har en nyttig midlere partikkelstørrelse.

Utfelte silika kan inneholde varierende mengder av restalkalimetallsalter som er et resultat av assosiasjonen av det samsvarende silikatmotion med tilgjengelige anioner som syrekilden bidrar med. Restsalter kan ha grunnformelen MX, hvor M er et gruppe 1-alkalimetall valgt blant Li, Na, K, Cs, et gruppe 2-metall valgt blant Mg, Ca og Ba, eller organiske kationer såsom ammonium, tetraalkylammonium, imidazolium, alkylimidazolium og lignende; og X er et anion valgt blant haloider slik som F, Cl, Br, I, og/eller sulfater, sulfonater, fosfonater, perklorater, borater og nitrater. I en utførelsesform kan restsaltene velges blant én eller flere av Na2S04og NaCI, og det utfelte silika kan ha et restsaltinnhold (ekvivalent Na2S04) på mindre enn cirka 2 vekt%. Mens pH-en til de resulterende utfelte silikaer kan variere, kan utførelsesformer av silikaene som er nyttige i de heri beskrevne utførelsesformer, ha en pH på i området fra cirka 6,5 til cirka 9, slik som i området fra cirka 6,8 til cirka 8.

I andre utførelsesformer kan overflatemodifiserte utfelte silikaer anvendes. Det overflatemodifiserte utfelte silika kan innbefatte for eksempel et lipofilt belegg. Overflatemodifiseringen kan tilsettes til silikaet etter utfelling Alternativt kan silikaet utfeltes i nærvær av ett eller flere av de ovenfor beskrevne overflatemodifiseringsmidler.

Det har vist seg at overflatemodifiserte utfelte silikaer ifølge utførelsesformene heri med fordel kan tilveiebringe både vektøkning og viskosifisering av det oljeaktige basefluid. Utfelte silikaer ifølge utførelsesformene heri er nyttige for å tilveiebringe borehullsfluider som har forbedret termisk stabilitet i temperaturekstremer, mens de over tid utviser en i det vesentlige konstant reologisk profil.

I noen utførelsesformer kan silikapartiklenes overflate modifiseres kjemisk ved hjelp av et antall syntetiske teknikker. Partiklenes overflatefunksjonalitet kan skreddersys for å forbedre løselighet, dispersjonsevne eller introdusere reaktive funksjonelle grupper. Dette kan oppnås ved å bringe de utfelte silikapartikler til å reagere med organosilaner eiter siloksaner, hvori reaktive silangrupper som er til stede på molekylet, kan bli kovalent bundet til silikagitteret som utgjør partiklene. Ikke-begrensende eksempler på forbindelser som kan anvendes til å funksjonalisere de utfelte silikapartiklers overflate, innbefatter aminoalkylsilaner, slik som aminopropyltrietoksysilan, aminometyltrietoksysilan, trimetoksy[3-(fenylamino}propyl]silan og trimetyl[3-(trietoksysilyl)propyl]ammoniumklorid; alkoksyorganomerkaptosilaner, slik som bis(3-(trietoksysilylpropyl) tetrasulfid, bis(3-(trietoksysilylpropyl)disulfid, vinyltrimetoksysilan, vinyltnetoksysilan, 3-merkaptopropyltrimetoksysilan; 3-merkaptopropyltnetoksysilan; 3-

aminopropyltiretoksysilan og 3-aminopropyltrimetoksysitan; og alkoksysilaner.

I annen utførelsesform kan organosilikonmaterialer som Inneholder reaktive

endegrupper, være kovalent koplet til silikapatriklenes overflate. Reaktive polysiloksaner kan innbefatte for eksempel dietyldiklorsilan, fenyletyldietoksysilan, metylfenyldiklorsilan, 3,3,3-trilfuorpropylmetyldiklorsilan, trimetylbutoksysilan, sym -difenyltetrametyldisiloksan, oktametyltrisiloksan, oktametylsyklotetrasiloksan, heksametyldisiloksan, pentametyldiklorsilan, trimetylklorsilan, trimetylmetoksysitan, trimetyletoksysilan, metyltriklorsiian, metyltnetoksysilan, metyltrimetoksysilan, heksametylsyklotrisiloksan, heksametyldisiloksan, heksaetyldisiloksan, dimetyldiklorsilan, dimetyldimetoksysilan, dimetyldietoksysilan, pofydimetylsiloksaner omfattende 3 til 200 dimetylsiloksyenheter, trimetylsiloksy eller hydroksydimetylsiloksy endeblokkerte poly(dimetylsiloksan) polymerer (silikonoljer) som har en tilsynelatende viskositet innenfor området på fra 1 til 1000 mPascal ved 25"C, vinylsitan, gamm-metakryloksypropyltrimetoksysilan, polysiloksaner, f.eks. polysiloksansfærer, og blandinger av slike organosilikonmaterialer.

De overflatemodifiserte utfelte silikaer kan ha et 6ET-5 nitrogenoverflateområde på mindre enn cirka 200 m<2>/g. I noen utførelsesformer kan det overflatemodifiserte utfelte si likas overflateområde være mindre enn cirka 150 m<2>/g. I andre utførelsesformer kan overflateområdet være i området fra cirka 20 m<2>/g til cirka 70 m<2>/g

I én eller flere utførelsesformer har det utfelte silika et BET-5 nitrogenoverflateområde på 20 m<J>/g til 70 m<2>/g, som beregnet ut fra overflateadsorpsjonen av N2under anvendelse av BET-1-punktmetoden, en pH i området på pH 7,5 til pH 9, og en midlere partikkeldiameter i området på 20 nm til 100 nm.

i noen utførelsesformer kan utfelte silikaer som er nyttige i utførelsesformer heri, innbefatte de som beskrives i US-patentsøknadspublikasjoner nr. 2010/0292386, 2008/0067468, 2005/0131107, 2005/0176852, 2006/0225615, 2006/0228632 og 2006/0281009, som det alle hermed henvises til, og som hver og en skal betraktes som en del av nærværende søknad.

Et annet additiv til oljeaktige borehullsfluider som valgfritt kan inkluderes i de heri beskrevne oljeaktige borehullsfluider, er et fluidtapskontrollmiddel. Fluidtapskontrollmidler kan virke for å forhindre tap av fluid til den omgivende formasjon ved å redusere permeabiliteten til barrieren av stivnet borehullsfluid. Egnede fluidtapskontrollmidler kan innbefatte slike som modifiserte lignitter, asfaltforbindelser, gilsonitt, organofile humussure salter fremstilt ved å bringe huminsyre til å reagere med amider eller polyalkylenpolyaminer, og øvrige fluidtapsadditiver, slik som en metylstyren/akrylatkopolymer. Slike fluidtapskontrollmidler kan benyttes i en mengde som er i det minste fra cirka 0,5 til cirka 15 pund per barrel. Det fluidtapsreduserende middel bør være motstandsdyktig overfor forhøyede temperaturer, og inert eller biologisk nedbrytbart. ECOTROL RD™, et oljeløsehg polymert fluidtapskontrollmiddel som kan anvendes i borehullsfluidet, er kommersielt tilgjengelig fra M-l L.L.C , Houston, Texas.

For å illustrere en utførelsesform av en brønnkomplettering med et svellbart packersystem, utplasseres et ringformet tetningselement (packer) i et borehull. Figur 1 viser en utførelsesform av et ringformet tetningselement 100 innbefattende avsnitt fremstilt av den svellbare sammensetning. Tetningselementet 100 kan innbefatte et støtteelement 110 som har et ytre svellbart element 120 anordnet omkring en ytre diameter derav. Støtteelementet 110 kan også ha et indre svellbart element 130 anordnet omkring en indre diameter derav. Støtteelementet 110 kan ha åpninger 115 tildannet derigjennom, idet det ytre svellbare element 120 tillates å utgjøre en enhet med det indre svellbare element 130

Det ytre svellbare element 120 kan anordnes omkring støtteelementet 110, og kan konfigureres til å gå i inngrep med en vegg av et borehull eller annen struktur som er anordnet omkring det ytre svellbare element 120 Det indre svellbare element 130 kan konfigureres til å svelle inne i støtteelementet 110 omkring et røretement eller annet objekt som er i det minste delvis anordnet inne i støtteelementet 110. De svellbare elementer 120 og 130 bringes til å utgjøre en enhet, idet tetningselementet 100 tillates å motstå differensialtrykk. De svellbare elementer 120 og 130 kan fremstilles av den svellbare sammensetning.

Etter at tetningselementet 100 er plassert i borehullet omkring en rørstreng eller borestreng (sammen med eventuelt annet kompletteringsutstyr), tildannes et oljeholdig borehullsfluid (slik som et hvilket som helst av de ovenfor beskrevne) ved å blande et basefluid med et vektmateriale (slik som et mikronisert vektmateriale) sammen med additiver som tilveiebringer de riktige reologiske egenskaper som er påkrevet for brønnen. Borehullsfluidet pumpes deretter nedihutls (enten direkte inn i ringrommet eller gjennom en rørstreng), og tillates å komme i kontakt med de svellbare elementer som er plassert i borehullet (tidligere eller etterfølgende plassert deri). I en bestemt utførelsesform kan det oljeholdige borehullsfluid fortrenge et vannbasert borehullsfluid anvendt til å bore i det minste en del av borehullet. Slik fortrengning kan finne sted med eller uten anvendelse av spacer-fluider, som kjent innenfor teknikken, men uten noen vaske- eller breaker-fluider. Alternativt, i andre utførelsesformer, kan det vannbaserte borefluid først fortrenges med en behandlet mud, en faststoffri mud eller en saltoppløsning forut for innføring til det oljeholdige fluid ifølge den foreliggende offentliggjøring. Således kan det oljeholdige fluid pumpes inn i et borehull som har en vannbasert filterkake på veggene derav, uten at den vannbaserte filterkake fjernes og brønnen på annen måte rengjøres. Det oljeholdige fluid kan diffundere inn i de oljesvellbare elementer 120 og 130, som kan svelle helt til de indre spenninger inne i polymeren når likevekt. Det vil si at svelletrykket øker helt til diffusjon ikke lenger kan finne sted. På dette punkt skapes en differensialt tettende ringformet barriere mellom brønnens øvre og nedre avsnitt. I noen utførelsesformer innføres det oljeholdige fluid ifølge den foreliggende offentliggjøring inn i et uffiret avsnitt av brønnen, under packerelementet. Andre utførelsesformer kan involvere innføring av det oljeholdige fluid over packerelementet eller både over og under packerelementet.

Som anvendt heri, innbefatter en "brønn" i det minste ett borehull boret inn i en undergrunnsformasjon, som kan være et reservoar eller tilstøtende et reservoar. Et borehull kan ha vertikale og horisontale avsnitt, og det kan være rett, kurvet eller forgrenet. Borehullet kan være et åpent borehull eller et fdret borehull. I et borehull med åpent borehull plasseres en rørstreng, som tillater fluider å bli plassert inn i eller fjernet fra borehullet, inn i borehullet. I et fdret borehull plasseres et foringsrør i borehullet, og en rørstreng kan plasseres i fdringsrøret. Et ringrom er det område mellom to konsentriske objekter, slik som mellom borehullet og fdringsrøret eller mellom fdringsrør og rørstreng, hvor fluid kan strømme.

Ringformede tetningselementer som egner seg for anvendelse i andre heri beskrevne utførelsesformer, kan innbefatte, men er ikke begrenset til, de som er beskrevet i US-patentsøknadspublikasjoner nr. 2007/0151724,2007/0205002, 2008/0308283, og US-patenter nr. 7,143,832 og 7,849,930, idet det hermed henvises til disse, og de skal alle betraktes som værende en del av nærværende søknad. Tetningselementer kan også anvendes i kombinasjon med hvilke som helst andre redskaper hvor isolasjon av borehullssegmenter er ønsket.

Selv om den illustrerte utførelsesform er ett eksempel av mange potensielle anvendelser, tilveiebringes det av forklaringshensyn. Mange andre typer anvendelser som benytter et mangfold av kompletteringsutstyr, gruspakkingsteknikker og borehullsonenteringer, kan dra nytte av det beskrevne svellbare packersystem. I en annen utførelsesform av en brønnkomplettering kan packeren inkorporeres i en siktesammenstillingspacker til en åpen borehull-komplettering for å benytte den svellbare packer til å oppnå soneisolering og til å blokkere potensiell uønsket fluidinntrengen, som beskrevet i US-patentsøknadspublikasjon nr. 2007/0151724, som det hermed henvises til, og som i sin helhet skal betraktes som værende en del av nærværende patentsøknad Eksempler

Som nevnt ovenfor kan de oljeholdige fluider ifølge den foreliggende offentliggjøring anvendes til å svelle en oljesvellbar packersammensetning som anvendes i et borehull som har blitt boret med et vannbasert borefluid, hvor det er resterende vannbasert fluid i form av en vannbasert filterkake gjenværende i brønnen. Slike fluider kan innbefatte et hvilket som helst vannbasert borehullsfluid som er kjent innenfor teknikken, hvilket kan inneholde et vandig fluid (slik som de som beskrives ovenfor) som utgjør i det vesentlige alt av fluidets fluiddel, én eller flere faste partikler, herunder bromidler eller vektmaterialer som er kjent innenfor teknikken, fluidtapskontroll og/elter viskositetsøkende midler, slik som xantan eller andre naturlige eller syntetiske polymerer, så vel som andre additiver som er kjente innenfor borefluidteknikken.

Eksempel 1

For å måle de oljeholdige borehullsfluiders effektivitet med hensyn til å aktivere en oljesvellbar packer, ble det fremstilt fire borehullsfluidformuleringer. Blandet i de ulike mengdeforhold innbefattet prøvene de følgende komponenter: diesel, vann, tørt kalsiumklorid, kalk; SAFE-CARB™ 2, et kafsiumkarbonat-vektmatenate; ECOTROL RD™, en oljeløselig metylstyren/akrylatkopolymer; kalk; VG-PLUS™, et organofilt leireviskositetsøkende middel, VERSCOAT™, et modifisert amidoamin utledet fra fettsyreemulgator og fuktemiddel; VERSAWET™, en oksidert fettsyresurfaktant; VERSAMUL™, en blanding av fettsyrer og talloljeemulgator til oljebaserte mud; ECF-2184, en alkoksylert fettalkohol terminert med en karboksylsyreemulgator; VERSAPAC™, et alkyldiamid; og EMI-2180, et mikronisert kalsiumkarbonatvektmateriale som har en d90 på cirka 10 mikroner, en d50 på cirka 4 mikroner, og en d10 på cirka 1,5 belagt med et organofilt belegg fremstilt av stearylmetakrylat, butylakrylat og akrylsyremonomerer, hvorav alle er tilgjengelige fra M-l LLC (Houston, Texas). Fluidformuleringene er som følger:

Dieselolje ble anvendt som en kontroll i prøve 1. Et konvensjonelt omvendt system med olje-til-vann-forhold (OWR) på 60:40 ble blandet til prøve 2 under anvendelse av VERSCOAT™, VERSAWET™ for å oljevæte systemet og opprettholde en omvendt emulsjon med saltoppløsningsfase, og SAFE-CARB™ 2 som vektmaterialet I tillegg ble en HIPR-emulsjon (high internal phase ratio-emulsjon) fremstilt til prøve 3, som ikke inneholdt noen faste stoffer, og en spesiell emulgator som opprettholder et vann-i-olje-system ved svært lav OWR som ikke er mulig under anvendelse av konvensjonell kjemi. Endelig er prøve 4 et hetoljesystem fremstilt med det organiske alkyldiamid-viskositetsøkende middel for å oppnå suspensjon av det organofilt belagte kalsiumkarbonatvektmateriale, som kan redusere eller fjerne behovet for en emulgator eller et fuktemiddel i fluidet

Svelleanalyser ble utført hvor deler av prøve 1-4, referert til som "bløtefluid" i tabell 2, ble lastet inn i trykksatte celter med en kupong av et oljesvellbart packermateriale, og plassert i en ovn for statisk aldring ved 225°F (107°C) i 24 timer Påfølgende den statiske inkubasjonstid ble celler fjernet, luftkjølt og målt. Prøve 1, dieseloljekontrollen, ble helt i et glass som inneholdt en kupongprøve, og aldret i 24 timer ved romtemperatur, da det av sikkerhetsmessige årsaker ikke var mulig å teste fluidet ved forhøyet temperatur.

Resultatene er vist i tabell 2 og figur 1.

Tabell 2 Beregnet endring i oljesvellbar packerkupongstørrelse etter eksponering for ulike oljebaserte fluider

Lengde, mm Bredde, mm Tykkelse, mm Volum, mm<3>BløteOuid Initial Endelig Initial Endelig Initial Endelig Initial Endelig 1 38,08 57,65 25,58 37,58 243 3^95 2074,80 8557,62

2 38,25 64,49 25,66 41,97 2,20 4,80 2159,29 12991,90 3 38,23 59,56 25,66 40,94 2,20 3,89 2158,16 9485,32 4 38,06 61,45 25,44 42,56 2,08 4,22 2013,95 11036,62 i

Eksempel 2

For å bestemme økningen i fluidegenskaper til packersvellefluidet i helolje under høytemperaturbetingelser nedihulls, ble to forskjellige varianter av 9,6 lb/gal-volumer av prøve 4 blandet som vist i tabell 3. Fluidet ble skåret på en Silverson-blander, idet assosiert varme ble kontrollert med et kjølebad for å holde temperaturen under 150° F (66°C). Viskositetsdata for begge formuleringer er vist i tabell 4 I begge prøver av prøve 4 ble en økning i reologien observert etter statisk aldring ved 225°F (107°C) i 24 timer.

Eksempel 3

For å påvise det oljeholdige packersvellefluidets kompatibilitet Prøve 4 i forhold til et

konvensjonelt omvendt emulsjon-fluid, ble en filterkake generert under anvendelse av et vannbasert reservoar-drill-in-fluid på en aloksittskive ved 220°F (104°C). Cellen ble tømt for borefluid og erstattet med prøve 4-1 (tabell 3), i kontakt av den vannbaserte filterkake Denne prosedyre ble gjentatt for en andre celle, idet det ble anvendt en konvensjonell omvendt emulsjon, dvs. prøve 2. Cellene ble trykksatt til 100 psi og oppvarmet til 150°F i 24 timer. Cellene ble deretter fjernet og latt kjøle til romtemperatur.

Celler ble disassemblert og filterkakene fjernet og fotografert En emulsjon ble observert på den vannbaserte filterkake eksponert for omvendt emulsjon-fluidet (rute B, figur 3), hvilket kan tilskrives degraderingen av filterkaken ved hjelp av emulgatorer anvendt til å stabilisere den omvendte emulsjonen. Filterkaken eksponert foret heloljesystem (og fri for alle emulgatorer og fuktemidler) i prøve 4 (rute A, figur 3), utviste ikke tegn på emulsjondannelse.

Eksempel 4

Et oljeholdig borehullsfluid formulert med et silikaadditiv, bie testet for evne til viskositet og aktivere et oljesvellbart element. ECF-2723, et amorft utfelt silika med en d50 på cirka 5 mikroner, er tilgjengelig fra M-l SWACO (Houston, Texas). Fluidformuleringene er som følger:

Reologien (målt ved 120F) for prøve 5 ble testet for initiale egenskaper etter blanding, så vel som etter 18 timers statisk aldring ved 180F, som vist i tabell 6. Selv om et lite fall i reologi ble observert, som vist i tabell 6, var det ingen tegn på vektmateriatebunnfelling etter statisk aldring. En toppoljeseparasjon på ca. 2mm ble målt.

For å evaluere den faststofflastede prøve 5's siktepluggende potensiale, ble en produksjonssiktetest (PST, production screen test) utført. Produksjonssiktetesten består av en 1,2 liters trykksatt celle hvor fluid las passere gjennom en sandkontrollsikte-kupong. Feil ved testen kan være indikasjoner på plugging fra en endring i hastigheten ved hvilken fluid passerer gjennom kupongen bemerkes, eller plugging stopper fluidstrømningen fullstendig. PST-en bie utført under anvendelse av 1 liter fluidvolum ved 20 psi gjennom en viklet maskesil, mål 6. Det var ingen tegn på plugging, idet fluidet fritt passerte gjennom på 6,53 sekunder. Viklet maskesil-kupongen ble fjernet, forsiktig renset i løsemiddel for å kontrollere for synlige tegn på faststoffer innfanget i kupongen. Kupongen fremstod ren, uten tegn på innfangne materialer.

Prøve 5 ble også underkastet en svelletest, hvor en prøve av oljesvellbart elastomermateriale ble plassert i en celle som inneholdt et volum av prøve 5. Elastomerkupongen ble statisk aldret i fluidprøven i 16 timer ved 180F, og deretter målt under anvendelse av en digital krumpasser innledningsvis og etter aldring for å sammenligne kupongen med hensyn til svelleytelse. De registrerte målinger innbefatter toppbredde, bunnbredde, høyde og tykkelse, som vist i figur 7 nedenfor. En sammenligning (en økning i svelling som et lengdemål) av den i prøve 5 bløtlagte kupong med en elastomerkupong bløtlagt i diesel i 18 timer ved romtemperatur (av sikkerhetsårsaker) er presentert t figur 4.

Utførelsesformer ifølge den foreliggende offentliggjøring angår et borehullsfluid som kan anvendes i kompletteringen av en brønn. For brønner som har blitt boret med et vannbasert fluid, kan den foreliggende offentliggjøring med fordel tillate anvendelsen av en oljesvellbar packer som kan ha bedre tetningskarakteristika enn en vannsvellbar packer. Videre kan utførelsesformer ifølge den foreliggende offentliggjøring også tillate anvendelsen av et oljeholdig fluid som kan vektes til ønsket densitet (med henblikk på brannkontroll) uten risiko for partikkelbunnfall. Videre, i en utførelsesform som anvender et heloljesystem eller en direkte emulsjon, som beskrevet heri, kan elimineringen eller den reduserte mengde av emulgatoren, surfaktantene eller fuktemidlene være ønskelig for å minimere interaksjonen mellom den vannbaserte filterkake og det oljeholdige borehullsfluid, idet fortrengningslogistikk mellom vann- og oljeholdige fluider således forenkles.

Selv om oppfinnelsen har blitt beskrevet med hensyn til et begrenset antall utførelsesformer, vil fagmenn som drar nytte av denne offentliggjøring, innse at det kan tenkes ut andre utførelsesformer som ikke avviker fra oppfinnelsens omfang som angitt heri. Følgelig skal oppfinnelsens omfang kun begrenses av de medfølgende krav.

Selv om noen få eksempler på utførelsesformer har blitt detaljert beskrevet i det ovenstående, vil fagmannen lett forstå at mange modifikasjoner er mulige i eksemplene på utførelsesformer uten at det i vesentlig grad avvikes fra den foreliggende oppfinnelses omfang. Følgelig er det hensikten at alle slike modifikasjoner skal være innbefattet av omfanget av denne offentliggjøring som definert av de medfølgende krav. I kravene er midler pluss funksjon-setninger ment å dekke de heri beskrevne strukturer som utførende den anførte funksjon og ikke kun strukturelle ekvivalenter, men også ekvivalente strukturer. Selv om en spiker og en skrue ikke er strukturelle ekvivalenter ved at en skrue anvender en sylindrisk overflate for å feste sammen deler av tre, mens en skrue benytter en hehsk overflate, kan således en spiker og en skrue være ekvivalente strukturer i sammenhengen av å feste sammen deler av tre. Det er søkerens uttrykkelige hensikt ikke å påberope seg 35 U.S.C. § 112, avsnitt 6 for eventuelle begrensninger av et hvilket som helst av kravene heri, med unntak av slike hvor kravet uttrykkelig anvender ordene "middel for" sammen med en assosiert funksjon.

Claims (32)

1. Fremgangsmåte for komplettering av et borehull, hvilken fremgangsmåte omfatter: å innføre et oljeholdig borehullsfluid inn i et borehull som haren vannbasert filterkake på vegger derav, idet det oljeholdige borehullsfluid er i det vesentlige fritt for ikke-assosierte surfaktanter, emulgatorer, fuktemidler eller dispergeringsmidler, og omfatter: et oljeaktig fluid; og et vektmateriale; og å bringe det oljeholdige borehullsfluid i kontakt med et oljesvellbart element i borehullet; og å tillate svelling av det oljesvellbare element.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, som ytterligere omfatter, å bore borehullet med et vannbasert borehullsfluid for å danne den vannbaserte filterkake på vegger derav;

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, som ytterligere omfatter å fortrenge det vannbaserte borehullsfluid med det oljeholdige borehullsfluid.

4. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor det oljesvellbare element er anordnet på en rørformet komponents ytre omkrets.

5. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, som ytterligere omfatter å posisjonere det oljesvellbare element i et uffiret intervall av borehullet.

6. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor det oljeholdige borehullsfluid er i det vesentlige fritt for et vandig fluid.

7. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor det oljeaktige fluid danner i det vesentlige alt av det oljeholdige borehullsfluids fluidfase.

8. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor det oljeholdige borehullsfluid videre omfatter et alkyldiamid som har den generelle formel: R<1->HN-CO-(CH2)n-CO-NH-R<2>, hvor n er et heltall fra 1 til 20, R<1>er en alkylgruppe som har fra 1 til 20 karboner, og R2 er hydrogen eller en alkylgruppe som har fra 1 til 20 karboner, hvor R<1>og R<2>kan eller kan ikke være identiske.

9. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor det oljeholdige borehullsfluid har en densitet som er større enn 8,0 ppg.

10. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor vektmaterialet velges blant i det minste én av barytt, kalsiumkarbonat, dolomitt, ilmenitt, hematitt, olivin, sideritt, manganoksid, hausmannitt og strontiumsulfat.

11. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor vektmaterialet har en partikkelstørrelse dsopå mindre enn cirka 20 mikroner.

12. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor vektmaterialet har en partikkelstørrelse d90på mindre enn cirka 10 mikroner.

13. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor vektmaterialet har en partikkelstørrelse d90på mindre enn cirka 5 mikroner.

14. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor vektmaterialet har et organofilt belegg derpå.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvor det organofile belegg omfatter i det minste én valgt blant oljesyre, stearinsyre, flerbasiske fettsyrer, alkylbenzensulfosyrer, alkansulfosyrer, lineære alfaolefinsulfosyrer, jordalkalimetallsalter derav, polyakrylatestere og fosfolipider.

16. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor borehullsfluidet videre omfatter et silika.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 16, hvor borehullsfluidet videre omfatter i det minste én av et pyrogent silika og et utfelt silika

18. Fremgangsmåte ifølge krav 17, hvor borehullsfluidet videre omfatter et overflatemodifisert utfelt silika.

19. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor oljeholdig fluid videre omfatter en vandig kontinuerlig fase, hvor det oljeaktige fluid danner en diskontinuerlig fase i den vandige kontinuerlige fase.

20. Fremgangsmåte for aktivering av et oljesvellbart packersystem, hvilken fremgangsmåte omfatter: å innføre i et borehull som har en va nn basert filterkake på veggene derav, et oljeholdig borehullsfluid, idet det oljeholdige borehullsfluid omfatter: en oljeaktig kontinuerlig fase, hvor den oljeaktige kontinuerlige fase danner i det vesentlige alt av det oljeholdige borehullsfluids fluidfase, et alkyldiamid, og et organofilt belagt vektmateriale som har en partikkelstørrelse deo på mindre enn cirka 20 mikroner; å bringe det oljeholdige borehullsfluid i kontakt med et oljesvellbart element i borehullet; og å tillate svelling av det oljesvellbare element.

21. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvor alkyldiamidet har den generelle formel: R<1->HN-CO-(CH2)„-CO-NH-R<2>, hvor n er et heltall fra 1 til 20, R<1>er en alkylgruppe som har fra 1 til 20 karboner, og R<2>er hydrogen eller en alkylgruppe som har fra 1 til 20 karboner, hvor R<1>og R<2>kan eller kan ikke være identiske.

22. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 20 til 21, hvor det organofile belegg omfatter i det minste ett dispergeringsmiddel valgt blant oljesyre, flerbasiske fettsyrer, alkylbenzensulfosyrer, alkansulfosyrer, lineære alfaolefinsulfosyrer, jordalkallmetallsalter derav, polyakrylatestere og fosfolipider.

23. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 20 til 22, hvor det oljeaktige borehullsfluid er fritt for eventuelle ikke-assosierte surfaktanter, dispergeirngsmidler eller emulgatorer.

24. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 20 tit 23, hvor borehullsfluidet videre omfatter et silika

25. Fremgangsmåte ifølge krav 24, hvor borehullsfluidet videre omfatter i det minste én av et pyrogent silika og et utfelt silika.

26. Fremgangsmåte ifølge krav 25, hvor borehullsfluidet videre omfatter et overflatemodrfisert utfelt silika.

27. Borehullsfluid, som omfatter: en oljeaktig kontinuerlig fase, hvor den oljeaktige kontinuerlige fase danner i det vesentlige alt av borehullsfluidets fluidfase, et alkyldiamid, og et organofilt belagt vektmateriale som har en partikkelstørrelse dgopå mindre enn cirka 20 mikroner, hvor borehullsfluidet er i det vesentlige fritt for eventuelle ikke-assosierte surfaktanter, dispergeringsmidler eller emulgatorer.

28. Borehullsfluid ifølge krav 27, hvor alkyldiamidet har den generelle formel: R<1->HN-CO-(CH2)„-CO-NH-R<2>, hvor n er et heltall fra 1 til 20, R<1>er en alkylgruppe som har fra 1 til 20 karboner, og R2 er hydrogen eller en alkylgruppe som har fra 1 til 20 karboner, hvor R<1>og R2 kan eller kan ikke være identiske.

29. Borehullsfluid ifølge et hvilket som helst av krav 27 eller 28, hvor det organofile belegg omfatter i det minste ett dispergeringsmiddel valgt blant oljesyre, flerbasiske fettsyrer, alkylbenzensulfosyrer, alkansulfosyrer, lineære alfaolefinsulfosyrer, jordalkalimetallsalter derav, polyakrylatestere og fosfolipider.

30. Borehullsfluid ifølge et hvilket som helst av kravene 27 til 29, som ytterligere omfatter et silika.

31. Borehullsfluid ifølge krav 30, hvor borehullsfluidet videre omfatter i det minste én av et pyrogent silika og et utfelt silika.

32. Borehullsfluid ifølge krav 31, hvor borehullsfluidet videre omfatter et overflatemodifisert utfelt silika.