NO20151313A1

NO20151313A1 - Inhibitive vannbaserte borevæsker og fremgangsmåte ved boring i formasjoner som inneholder sand og andre vannsensitive formasjoner.

Info

Publication number: NO20151313A1
Application number: NO20151313A
Authority: NO
Inventors: David Carbajal; Gary C West; Ernest Len Grebe
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2004-04-24
Filing date: 2015-10-05
Publication date: 2015-10-05
Also published as: US20050239663A1; NO340417B1; CA2564566C; NO20064849L; EP2028246A1; EP2028246B1; US7439210B2; EP2881445A1; EP1740671B1; NO20151314A1; WO2005103194A1; EP1740671A1; DK1740671T3; CA2564566A1

Description

Inhibitive vannbaserte borevæsker og fremgangsmåte ved boring i formasjoner som inneholder sand og andre vannsensitive formasjoner.

Foreliggende oppfinnelse angår borevæsker og fremgangsmåter som er anvendelige ved boring av brønner i vannsensitive formasjoner. Mer spesifikt angår foreliggende oppfinnelse vannbaserte borevæsker og fremgangsmåter som er anvendelige for å stabilisere vannsensitive leirskiferformasjoner i olje- og gassboringsoperasjoner.

Bakgrunn

I mange år har oljeindustrien søkt etter effektive eller sterkt hindrende vannbaserte borevæsker som med suksess kan erstatte oljebaserte borevæsker for bruk når det bores i vannsensitive formasjoner så som svellende leirskifer, salt, gips, anhydritt, eller andre ustabile ("evaporate") formasjoner, hydrogensulfitt inneholdende formasjoner og varme (varmere enn 149 °C) brønner. Til tross for at oljebaserte borevæsker, mest vanlig inverse emulsjonsvæsker, generelt har fungert bra som borevæsker i slike vannsensitive formasjoner, er vannbaserte borevæsker ventet å være generelt mer økonomiske og fremfor alt mer forenlige med miljømessige bestemmelser. Videre er vannbaserte borevæsker antatt å være mer egnet enn oljebaserte væsker i enkelte formasjoner, selv om slike formasjoner inneholder vannsensitive soner.

Imidlertid er hydratisering av leirskifer so ofte forekommer når vanlige vannbaserte væsker blir benyttet i vannsensitive formasjoner, en betydelig kilde til ustabilitet i brønner. Således må enhver borevæske som benyttes i leirskifer oppvise minimal reaktivitet med leirskiferen. Det vil si at vannet i væsken ikke bør lede til svelling av leiren i leirskiferen.

Forskjellige vannbaserte systemer er blitt forsøkt med varierende grad av suksess.

Kalium/ PHPA (polymer) væsker er bare ett eksempel, men disse kan generelt ikke nå det inhiberende nivå som oljebasert væsker har i leirskifer. Kationiske polymervæsker er et annet eksempel, men disse har en tendens til å være inkompatible med anioniske tilsetningsmidler i borevæsker og kan av og til ha problemer i form av giftighet.

Høymolekylvekts polyakrylamid polymere er kommersielt tilgjengelige og velkjente for deres evne til å sørge for brønnstabilitet gjennom å hindre hydratisering av leirskifer. Et eksempel er CLAY GRABBER® produktet, et høymolekylvekts polyakrylamid materiale tilgjenglig fra Halliburton Energy Services, Inc. i Houston, Texas. Til tross for at de har vist seg nyttige gir ikke polyakrylamidpolymere med høy molekylvekt de fordeler i form av stabilitet til brønn og leirskifer som en oljebasert borevæske gir og er ikke i stand til å gi en vannbasert borevæske den smøreevne og motstand mot forurensninger som en oljebasert borevæske typisk har.

I tillegg kan ikke polyakrylamidpolymere med høy molekylvekt gi en vannbasert borevæske evne til å oppnå en slik rask penetreringsrate ved boring i formasjonen som oppnås ved bruk av oljebaserte borevæsker. Det er derfor fortsatt et behov for en vannbasert borevæske med forbedret ytelse i vannsensitive formasjoner eller soner som tilnærmet kan oppnå ytelsene til en oljebasert borevæske.

Generelt om oppfinnelsen

Foreliggende oppfinnelse omhandler i henhold til et første aspekt en vannbasert borevæske som angitt i patentkrav 1.

I henhold til et annet aspekt omhandler oppfinnelsen en fremgangsmåte ved gjennomføring av en boreoperasjon som angitt i patentkravene 8 og 9.

Foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav.

Foreliggende oppfinnelse er basert på oppdagelsen av visse vannbaserte borevæsker med forbedret leirskiferstabiliserende egenskaper. Ikke-ioniske høy- og lavmolekylvekts polyakrylamider tilveiebringer stammen av disse væsker. Væskene er videre kjennetegnet ved at de omfatter en langkjedet alkohol polyol(er), polyanionisk cellulose. Kombinasjonen av både alkohol og polyanionisk cellulose med polyakrylamider er en synergistisk kombinasjon som er den mest foretrukne for å tilveiebringe polymer vannbaserte slamsystemer som synergistisk retarderer hydratisering av leirskifer mens den samtidig har utmerkede egenskaper som borevæske. Mest foretrukket blir den lavmolekylvekts polyakrylamid tilsatt i pulverform. Alkoholen er typisk i væskeform og den polyanioniske cellulose er typisk i pulverform.

Ved en foretrukket utførelsesform tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å bore eller stabilisere en underjordisk vannsensitiv formasjon Fremgangsmåten omfatter å tilveiebringe og/ eller bruke en borevæske omfattende en ikke-ionisk lavmolekylvekts polyakrylamid, en ikke-ionisk høymolekylvekts polyakrylamid, en eller flere langkjedede alkoholer eller polyoler og polyanionisk cellulose i en vandig base. Ved en annen foretrukket utførelsesform tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en borevæske egnet for boring i vannsensitive formasjoner og for å stabilisere brønner som stabiliserer som penetrerer vannsensitive formasjoner. Væsken er også anvendelig for å bevirke eller forsterke flokkulering i vandige borevæsker. Væsken omfatter en ikke-ionisk lavmolekylvekts polyakrylamid, en høymolekylvekts polyakrylamid, og langkjedet alkohol/alkoholer polyol/polyoler anonisk cellulose i en vandig base.

Kort omtale av tegningene

Figur 1 er en graf som sammenligner målte svelledata for et eksempel på en vannbasert borevæske ifølge oppfinnelsen med målte svelledata for en industristandard invers emulsjonsvæske. Figur 2 er en graf som viser borerater av fore forskjellige testbrønner, tre ved bruk av væsken ifølge foreliggende oppfinnelse og en ved bruk av e invers emulsjonsvæske. Figur 3 er en graf som viser effekten av faststoffer i en borevæske på penetrasjonsrate i en underjordisk formasjon under boring med en vannbasert borevæske uten fordelen ved foreliggende oppfinnelse. Figur 4 er en graf som sammenligner leirskifer gjenvinning i en "mudder bestandighetstest" ("Slake Durability Test") ved bruk av forskjellige komponenter av væsken ifølge oppfinnelsen uten andre og i den synergistisk kombinasjon ifølge oppfinnelsen. Figur 5 er en graf som viser leireinnholdet i en væske ifølge oppfinnelsen under en MBT test. Figur 6 er en graf som sammenligner virkningen (eller mangelen på virkning) av en væske ifølge oppfinnelsen på reaktive leire med virkningen fra tidligere kjente vannbaserte borevæsker på reaktive leirer. Figur 7 er en graf som viser resultatet av en test på gjenvinning av permeabilitet ved bruk av en borevæske ifølge foreliggende oppfinnelse i en brønn boret gjennom en hydrokarboninneholdende produksjonssone i en underjordisk formasjon. Figur 8 er en graf som sammenligner ECD er fra et eksempel på en væske ifølge foreliggende oppfinnelse med ECDer av en industristandard invers emulsjonsvæske og med en nyere, avansert "state of the art" invers emulsjonsvæske.

Figur 9 er en graf som viser gelstyrke av en væske ifølge oppfinnelsen over tid.

Figur 10 er en graf som sammenligner trekket under "tripping" (uthenting og etterfølgende innføring av borestreng med utstyr) i en brønn ved bruk av en væske ifølge oppfinnelsen med trekket ved bruk av en industristandard oljebasert borevæske.

Detaljert beskrivelse av foretrukne utførelsesformer

Ved fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse kan boring av ung leirskifer og unge, dypvanns (offshore) hydratiserbare formasjoner bli utført med en vannbasert borevæske som hindrer gumboangrep og tillater mer aggressive penetreringsrater enn hva som generelt oppnås med oljebaserte slam. Videre kan brønnstabilitet bli oppnådd eller en brønn kan bli stabilisert ved bruk av en vannbasert væske selv o brønnen penetrerer smektitt, illitt og blandede sjikt av leire.

Borevæsken ifølge oppfinnelsen er en vandig eller vannbasert borevæske omfattende ikke-ionisk lavmolekylvekts polyakrylamid så som CLAY SYNC™ produktet tilgjengelig fra Halliburton Energy Srvices Inc. i Houston, Texas, og en ikke-ionisk høymolekylvekts polyakrylamid så som CLAY GRABBER® produkt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc. i Houston, Texas. Borevæsken ifølge oppfinnelsen omfatter videre mest foretrukket både langkjedede alkoholer polyoler som GEM™ produktene tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc. i Houston, Texas og polyanionisk cellulose, skjønt en eller ingen kunne alternativt og mindre foretrukket bli benyttet.

Polyakrylamid, mest vanlig bruk innen olje og gassindustrien (for væsketapsreduksjon) omfatter generelt minst 30 vekt-% akrylater. Det vil si at den polyakrylamid som benyttes oftest er delvis hydrolyser! Til forskjell fra dette benyttes i foreliggende oppfinnelse ikke hydrolyser! polyakrylamid, siden deres ikke-ioniske natur er ønsket. Mest foretruet er den høymolekylvekts polyakrylamid i væskeform eller i form av en emulsjon og den lavmolekylvekts polyakrylamid er i pulverform og disse polyakrylamider bør alltid være i de foretrukne former når de benyttes uten tilsetning av de langkjedede alkoholer og/ eller den polyanioniske cellulose. Andre former av polyakrylamidene, så som at både det høy- og lavmolekylvekts polyakrylamidet er i væskeform eller emulsjonsform eller at både det høy- og lavmolekylvekts polyakrylamidet er i pulverform eller at det høymolekylvekts polyakrylamid er i pulverform og det lavmolekylvekts polyakrylamid er i væskeform, kan føre til blandeproblemer i den vandige borevæske og/ eller kan bevirke "screen blind" problemer. De eksakte strukturer av det lavmolekylvekts og det høymolekylvekts, ikke-ioniske polyakrylamider er ikke antatt å være kritiske, men disse polyakrylamider bør bære ikke-ionakive.

Den langkjedede alkohol (eller polyol) er typisk i væskeform og har fortrinnsvis en molekylvekt i området fra omtrent 200 til omtrent 500. Slik det her benyttes, menes med betegnelsen "langkjedet alkohol" (eller "en langkjedet alkohol" eller langkjedede alkoholer") skal forstås å inkludere en eller flere langkjedede alkoholer eller en kombinasjon av langkjedede alkoholer kan være like effektive som en enkelt langkjedet alkohol. Den polyanioniske cellulose er typisk i pulverform. En hvilken som helst eller en kombinasjon av de mange polyanioniske celluloser som er lett tilgjengelig i industrien, kan bli benyttet. Etter en viss tids bruk, det vil si boring, vil det høymolekylvekts polyakrylamid "skjære" eller degradere til et lavere molekylvekts polyakrylamid, men generelt vil et forhold på omtrent 0,90 kg lavmolekylvekts polyakrylamid pr fat borevæske til omtrent 0,23 kg høymolekylvekts polyakrylamid pr. fat borevæske er foretrukket. Omtrent 1,8 kg til omtrent 3,6 kg (mest foretrukket mindre enn 2,7 kg) eller omtrent 2 til omtrent 4 vol-% (vekt-%?) av langkjedet alkohol (eller polyol) og omtrent 0,45 til omtrent 0,9 kg polyanionisk cellulose er foretrukket benyttet pr. fat borevæske. Med andre ord omfatter borevæsken ifølge oppfinnelsen fortrinnsvis omtrent 1-2 vekt-% langkjedet alkohol (eller polyol) og polyanionisk cellulose, omtrent 1-2 vekt-% lavmolekylvekts, ikke-ionisk polyakrylamid og omtrent 0,5 vekt-% høymolekylvekts, ikke-ionisk polyakrylamid.

Det lavmolekylvekts, ikke-ionisk polyakrylamid har en molekylvekt i området fra omtrent 500 000 til omtrent 2 millioner. Det høymolekylvekts, ikke-ioniske polyakrylamid har fortrinnsvis en molekylvekt fra omtrent 4 millioner til omtrent 8 millioner, men en vekt så høy som 10 til omtrent 15 millioner kan alternativt bli benyttet. De nøyaktige, foretrukne størrelser av polyakrylamidene og langkjedede alkoholer (eller polyoler) og polyanionisk cellulose komponentene av borevæsken ifølge oppfinnelsen kan bli modifisert med varierende porestørrelse i formasjonen slik at væsken blir enda mer effektiv til å blokkere porer under boring for å hindre ionetransport og resulterende hydratisering av leirskiferen og andre vannsensitive soner i formasjonen. I tilegg til å danne en vannblokkerende barriere som hindrer hydratisering av vannsensitive formasjoner så som leirskifer, støtter borevæsken ifølge foreliggende oppfinnelse fordelaktig flokkulering av borefaststoffer og fjerning av disse fra boreslammet.

En typisk sammensetning eller blanding av et borevæskesystem ifølge foreliggende oppfinnelse er vist i tabell 1 nedenfor.

Tabell I

Vandig baser (fortrinnsvis omfattende omtrent 6%-24% natriumklorid for hydratundertrykking, mindre eller intet salt kan bli benyttet hvis hydratundertrykking ikke behøves)

Høymolekylvekts ikke-ionisk polyakrylamid (en primær polymer innkapsler) (for eksempel CLAY GRABBER® produkt, tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc. i Houston, Texas) for smektitt inhibering, flokkulering av finstoff og mobile leirer og synergistisk samvirke med lavmolekylvekts, ikke-ionisk polyakrylamid, langkjede alkoholer og polyanionisk cellulose for å hindre leirehydratisering i blandede sjikt ("mixed layer")

Lavmolekylvekts polyakrylamid (en primær polymer inhibitor) (for eksempel CLAY SYNC™ produkt, tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc. i Houston, Texas) for illitt inhibering og synergistisk samvirke med høymolekylvekts, ikke-ionisk polyakrylamid, langkjede alkoholer og polyanionisk cellulose til å hindre "blandet sjikt" hydratisering av leire

Langkjedet alkohol (eller polyol) for synergistisk samvirke med høy og lavmolekylvekts, ikke-ioniske polyakrylamider til å hindre "blandet sjikt" hydratisering av leire

Polyanionisk cellulose for synergistisk samvirke med høy og lavmolekylvekts, ikke-ioniske polyakrylamider til å hindre blandet sjikt hydratisering av leire

Viskositetsøkende middel (for eksempel xantan gummi) til å danne gelstyrke og øke viskositet

Modifisert stivelse (for eksempel FILTERCHEK™ produkt, tilgjengelig fra Halliburton

Energy Services, Inc. i Houston, Texas) til filtreringskontroll

Middel for å regulere alkalinitet, så som kaliumhydroksid for kontroll med akalinitet

(fortrinnsvis for å holde væsken innen en pH fra 8.5 till0,0)

Middel for å regulere tetthet så som bariumsulfat (for eksempel BARITE™ produkt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc. i Houston, Texas) til tetthetsregulering

Andre tilsetningsmidler kan bli benyttet eller enkelte av tilsetningsmidlene i tabell I kan bli utelatt når det er hensiktsmessig for den aktuelle applikasjon eller underjordiske formasjon, forutsatt at væsken omfatter minst høymolekylvekts, ikke-ionisk polyakrylamid og lavmolekylvekts, ikke-ionisk polyakrylamid og fortrinnsvis også langkjedet alkohol (eller polyol) og fortrinnsvis også polyanionisk cellulose, alle i en vandig base. Den vandige base omfatter fortrinnsvis saltvann eller lake, skjønt ferskvann kan også benyttes.

Når undertrykkingen av substrat er påkrevd under boring, er det spesielt fordelaktig å formulere den vandige borevæske ifølge oppfinnelsen med salter så som for eksempel natriumklorid, i tillegg til alkoholer, mest foretrukket langkjede alkoholer, sammen med de høy og lavmolekylvekts, ikke-ioniske polyakrylamider.

Laboratorie- og felttester ble gjennomført med eksempelvæsken ifølge oppfinnelsen, enkelte med en sammensetning som vist i tabell II nedenfor.

Testene viser at væsken ifølge foreliggende oppfinnelse er anvendelig til å undertrykke hydrater i dypvanns offshore boring og også anvendelig til å produsere hull for prober i unge eller "aktive" formasjoner. Se for eksempel målte svelledata for denne eksempelsammensetning av væske ifølge oppfinnelsen sammenlignet med målte svelledata data for en industristandard invers emulsjonsvæske, plottet i figur 1.

Væsken er motstandsdyktig mot forurensninger så som borefaststoffer og sure gasser og tilbyr enkelthet i blanding eller tilberedning. Væsken er generelt stabil ved temperaturer i området fra omtrent -1 °C til omtrent 163 °C og gir gode reologiske egenskaper selv i betydelig avvikende brønner uten å oppvise særlige sige ("sagge") problemer. Hastigheten av penetrering (ROP) muliggjort med væsken ifølge oppfinnelsen er i nærheten av de som vanligvis forbindes med invers emulsjons borevæsker (oljebaserte). Se for eksempel figur 2 som viser rater av penetrering for tre forskjellige testbrønner ved bruk av eksempelvæsker ifølge oppfinnelsen og én brønn med bruk av en kommersielt tilgjengelig invers emulsjonsvæske. Figur 3 viser virkningen av faststoffer i en borevæske på penetreringshastigheten inn i en underjordisk formasjon under boring med en vannbasert borevæske uten fordelen ved foreliggende oppfinnelse.

Uten å ønske å begrense til en teori er det antatt at mekanismen som muliggjør borevæsken ifølge oppfinnelsen å oppnå en slik fordelaktig ROP som nærmer seg ROP verdier for inverse olje emulsjonsbaserte væsker, er evnen som væsken ifølge oppfinnelsen har til å bevirke flokkulering av faststoffene uten negativt å påvirke de reologiske egenskaper av væsken. Flokkuleringen gjør det mulig enkelt å fjerne fra væsken faststoffer med høyt overflateareal. Slikk fjerning av faststoffer hindrer innvirkning fra faststoffene på egenskapene til borevæskene og hindrer videre endring av endring av borevæsken av faststoffene. Figur 4 sammenligner prosent gjenvinning av leirskifer/ borkaks ved bruk av en vandig væske uten den synergistiske kombinasjon av de fire tiletningsmidler ifølge foreliggende oppfinnelse med en vandig væske som har en eller flere, men ikke alle tilsetningsmidlene og til slutt med en vandig væske som inneholder alle fire tilsetningsmidler, i en mudderbestandighetstest med London leire ved omgivelsestemperatur med 1,32 kg/l sjøvannslam. Den overlegne fordel av den synergistiske kombinasjon av høy og lavmolekylvekts, ikke-ioniske polyakrylamider sammen med langkjede alkoholer og polyanionisk cellulose i den vandige væske ifølge foreliggende oppfinnelse er åpenbar, med en 80 % gjenvinning so vist. Det vil si at den leirskifer so forblir "intakt" eller ikke lot seg løse/ desintegrere i væsken når de ble varm ru I let i væsken i en lang tidsperiode. Figur 5 er en graf som viser leireinnhold i en væske ifølge oppfinnelsen under e MBT test (metylen blå test) i henhold til APIs standard prosedyre for testing av borevæsker. Den minimale mengde av leire i væsken i testen er e sterk indikasjon på den kontroll og den evne væsken ar til å inhibere systemet på den måte det er behov for. Stabilitet ble opprettholdt selv etter at temperaturen ble økt til 149 °C etter dag 53. Figur 6 er en graf som sammenligner virkningen (eller mangel på virkning) av en væske ifølge oppfinnelsen på reaktive leirer med virningen av tidligere kjente borevæsker på reaktive leirer. De overlegne egenskaper til væsken ifølge oppfinnelsen over de kjente vannbaserte væsker fremgår.

Figur 7 er en graf av resultatene av en "gjenvunnet permeabilitetstest" ved bruk av en borevæske ifølge foreliggende oppfinnelse i en brønn boret gjennom en hydrokarbonproduserende sone i en underjordisk formasjon. Testen viser en gjenvunnet permeabilitet på 86% og viser dessuten evnen som væsken har til å unngå inkludering av uønsket faststoff.

Væskene ifølge tilveiebringer også overlegne ECD verdier når sammenlignet med ECD verdier sett hos inverse emulsjonsvæsker som er mer kompressible enn væskene ifølge oppfinnelsen.

Se for eksempel grafen i figur 8 som sammenligner ECD verdiene av eksempelsammenetningen av en væske ifølge oppfinnelsen som vist i tabell II med en industristandard invers emulsjonsvæske og med en ny og avansert state of the art invers emulsjonsvæske. Forskjellen mellom en borevæskes målte overflatetetthet ved brønnhodet og borevæskens ekvivalente nedihulls sirkulasjonstetthet (som typisk måles under boring ved brønnens trykk-under-boring (PWD) blir ofte kalt ECD i industrien. Lave ECD verdier, det vil si en minimal forskjell mellom overflatetetthet og nedihulls, ekvivalent sirkulasjonstetthet, er kritisk ved boring av brønner på dypt vann og andre brønner hvor forskjellene mellom underjordisk formasjons poretrykk og sprekkgradienter er små.

Figur 9 er en graf som viser gelstyrke hos en væske ifølge oppfinnelsen over tid. Oppførselen som vises indikerer stabile reologiske egenskaper selv etter at temperaturen er økt til 149 °C etter 53 dager. Figur 10 er en graf som sammenligner "belastning" under uttrekking og ny innføring av en borestreng i en brønn ved bruk av en væske ifølge oppfinnelsen med tilsvarende belastning ved bruk av en industristandard, oljebasert borevæske. Denne grafen indikerer at væsken ifølge oppfinnelsen har god smøreevne. Mens det i dag finnes et antall smøremidler kommersielt tilgjengelig som kan gi vannbaserte væsker smøreevne, er tilsetning av slike smøremidler ikke nødvendig med væsken ifølge oppfinnelsen som allerede har nødvendig grad av smøreevne.

Tabell III nedenfor sammenligner de reologiske egenskaper ved

eksempelsammensetningen av en væske ifølge oppfinnelsen som vist i tabell II med de reologiske egenskaper av en industristandard emulsjonsvæske.

TABLE III

A. FANN 75 REOLOGISKE EGENSKAPER

1,32 KG/L VANNBASERT SLAM

B FANN 75 REOLOGISKE EGENSKAPER

1,32 KG/L PETROFREE SF, 80/20/SWR, 250 000 WPS

Alle varemerkeprodukter er tilgjengelige fra Halliburton Energy Services, Inc. i Houston, Texas.

I en felttest ved bruk av sammensetningen vist i tabell II ovenfor ble en returpermeabilitet på 86% observert. Formasjonen omfattet omtrent fra omtrent 31 vekt-% til 38 vekt-% smektitt og omtrent 19 til omtrent 33 vekt-% illitt. Gjennomsnittlig penetrering var omtrent 30,5 til omtrent 36,5 ml time med en høyeste hastighet på omtrent 55 til omtrent 61 m/ time.

Fordeler ved oppfinnelsen kan bli oppnådd ved å benytte en borevæske (eller et borevæskesystem) ifølge oppfinnelsen i boreoperasjoner, spesielt boreoperasjoner i svellende leirskifer, salt, gips, an hyd ritt eller andre ustabile formasjoner, hydrogensulfid inneholdende formasjoner og/ eller varme (varmere enn omtrent 149 °C) brønner. Boreoperasjonene, om det bores i vertikale eller avvikende brønner, om det gjennomføres sveip eller innføring av foringsrør og sementering, kan bli utført på en måte som er kjent innen faget med andre borevæsker. Det vil si at en borevæske ifølge oppfinnelsen blir tilberedt eller skaffet og sirkulert gjennom en brønn mens brønnen blir boret (eller sveipet eller sementert og foret) for å støtte boreoperasjonen. Borevæsken fjerner borkaks fra brønnen, kjøler og smører borkronen, hjelper til å støtte borestrengen og borkronen og tilveiebringer et hydrostatisk trykk for å opprettholde brønnens integritet og hindre utblåsninger. Den spesifikke sammensetning av borevæsken i henhold til foreliggende oppfinnelse blir optimalisert for den aktuelle boreoperasjon og for den spesifikke underjordiske formasjonskarakteristikk og -betingelser. For eksempel blir væsken vektregulert slik det er hensiktsmessig for formasjonstrykket og tynnet slik det er hensiktsmessig forformasjonstemperaturen. Størrelsene/ molekylvektene av det høymolekylvekts, ikke-ionisk polyakrylamid, det lavmolekylvekts, ikke-ionisk polyakrylamid, de langkjede alkoholer (eller polyoler) og den polyanionisk cellulose, kan bli regulert i henhold til porestørrelse i formasjonen slik at væsken bedre danner en effektiv membran mot hydratisering av de vannsensitive soner så vel som oppnå flokkulering av borefaststoffer og de vanlige funksjoner til en borevæske så so sveip og transport av borkaks.

Beskrivelsen av oppfinnelsen ovenfor er ment å være en beskrivelse av foretrukne utførelsesformer. Det kan gjøres forskjellige endringer i detaljer av de beskrevne væsker og fremgangsmåter for bruk kan bli gjort uten å fravike fra oppfinnelsens ramme som definert av de etterfølgende patentkrav.

Claims

1. Vannbasert borevæske,karakterisert vedå omfatte et høymolekylvekts, ikke-ionisk polyakrylamid med en molekylvekt i området fra 4 millioner til 15 millioner og et lavmolekylvekts, ikke-ionisk polyakrylamid med en molekylvekt i området fra 500 000 til 2 millioner, idet det høymolekylvekts, ikke-ioniske polyakrylamid blir tilsatt i væskeform eller emulsjonsform og det lavmolekylvekts, ikke-ioniske polyakrylamid blir tilsatt i pulverform.

2. Borevæske i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat det omfatter en eller flere langkjede alkoholer med en molekylvekt fra 200 til 500, polyanionisk cellulose eller begge deler.

3. Borevæske i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat det lavmolekylvekts, ikke-ioniske polyakrylamid og det høymolekylvekts, ikke-ioniske polyakrylamid er til stede i borevæsken i et forhold på omtrent 4:1.

4. Borevæske i samsvar med patentkrav 2,karakterisert vedat den ene eller de flere langkjede alkoholer og/ eller den polyanionisk cellulose utgjør fra omtrent 1 til omtrent 2 vekt-% av borevæsken.

5. Borevæske i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat den vandige base omfatter fra omtrent 0 til omtrent 25 vekt-% salter.

6. Borevæske i samsvar med patentkrav 5,karakterisert vedat saltene omfatter natriumklorid.

7. Borevæske i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat pH opprettholdes mellom omtrent 8,5 og omtrent 10,0.

8. Fremgangsmåte ved gjennomføring av en boreoperasjon I en underjordisk formasjon,karakterisert vedå benytte en vannbasert borevæske i samsvar med et hvilket som helst av patentkravene 1 til 7.

9. Fremgangsmåte for å hindre hydratisering av en vannsensitiv formasjon under boring av en brønn i formasjonen,karakterisert vedå benytte en vannbasert borevæske under boringen i samsvar med et hvilket som helst av patentkravene 1 til 7.

10. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 9,karakterisert vedvidere å gi polyakrylamidene en størrelse til å danne en vannblokkerende barriere på brannveggen for å hindre ionetransport fra formasjonen.

11. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 9,karakterisert vedvidere å omfatte å gi minst en av polyakrylamidene, alkoholene og cellulosen en størrelse for å danne en vannblokkerende barriere på brannveggen for å hindre ionetransport fra formasjonen.

12. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 9,karakterisert vedat det lavmolekylvekts, ikke-ioniske polyakrylamid utgjør 1 til 2 vekt-% av borevæsken, idet de langkjede alkoholer og/ eller den polyanioniske cellulose utgjør 1 til 2 vekt-% av borevæsken og det høymolekylvekts, ikke-ioniske polyakrylamid utgjør 0,5 vekt-% av borevæsken.