NO302620B1 - Vannbasert borefluidum, samt fremgangsmåte ved fremstilling derav - Google Patents
Vannbasert borefluidum, samt fremgangsmåte ved fremstilling derav Download PDFInfo
- Publication number
- NO302620B1 NO302620B1 NO912031A NO912031A NO302620B1 NO 302620 B1 NO302620 B1 NO 302620B1 NO 912031 A NO912031 A NO 912031A NO 912031 A NO912031 A NO 912031A NO 302620 B1 NO302620 B1 NO 302620B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling fluid
- clay
- range
- fluid
- concentration
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 168
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 90
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 21
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 61
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 28
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 21
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 21
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims description 20
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims description 16
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 15
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical group O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 14
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 11
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 6
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 6
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 claims description 5
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 claims 1
- 201000003352 adrenal gland pheochromocytoma Diseases 0.000 description 43
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 31
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 14
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 12
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 11
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 8
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 4
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004129 EU approved improving agent Substances 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 241000321453 Paranthias colonus Species 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920006372 Soltex Polymers 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 238000011067 equilibration Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000010979 pH adjustment Methods 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000007655 standard test method Methods 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011885 synergistic combination Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/20—Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
- C09K8/206—Derivatives of other natural products, e.g. cellulose, starch, sugars
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører vannbasert borefluidum av den art som er angitt i krav l's igress, som bibeholder reologisk stabilitet over et bredt temperaturområde fra omgivelsestemperaturen til 245°C, samt fremgangsmåte ved fremstilling derav som angitt i kravene 9-11.
Det er velkjent at det må anvendes borefluida i forbindel-se med boring av brønner, såsom de innen olje- og gass-industrien. Slike fluida eller "slam" tjener flere funksjoner i boreprosessen. Disse funksjoner innbefatter: Fjerning av boret spon, suspensjon av materiale med høy spesifikk vekt og fine spon, forsegling av sidene i bore-brønnen slik at tap av borefluidum til formasjonen mini-maliseres, tilveiebringelse av et hydrostatisk trykk for å forhindre utblåsning fra høytrykksfluida inn i brønnhullet eller opp gjennom brønnhullet til overflaten, dannelse av en overflate med lav friksjon i brønnhullet for å lette rotasjon og fjerning av borestrenger avhengig av opera-sjonsbetingelsene, avkjøling av borehodet og smøring for å forhindre at borerøret fester seg under rotasjonen.
Et utmerket bakgrunnsdokument som oppsummerer sammensetning og anvendelse av borefluida er Remont, Larry J.; Rehm, William A.; McDonald, William M.; og Maurer, William C, "Evaluation of Commercially Available Geothermical Drilling Fluids", utgitt av Sandia Laboratories, etter oppdrag fra United States Energy Research and Development Administration (November 1, 1976) (i det etterfølgende henvist til som "Remont et al."
Boreslam er typisk kollodiale suspensjoner av visse vis-kositetsforøkende midler og filtreringskontrollmaterialer, såsom leirer, såvel som fine utborede faststoffer, enten i olje eller vann. Typiske leirekonsentrasjoner i boreslam varierer fra 4,5 -23 kg/fat. Forskjellige kjemikalier tilsettes for å endre, forsterke, påvirke eller modifisere suspensjonens egenskaper, hvilket vil være kjent for en fagmann. For eksempel vil et vektbefordrende middel som bariumsulfat tilsettes for å øke slammets densitet. Visko-sitetsforbedrende midler anvendes for å forøke viskositeten og gelstyrken. Deflokkulanter, såsom lignosulfonater, forhindrer leirepartiklene fra å danne fnokker, noe som bidrar til å forøke viskositeten. Filtreringskontrol-lerende materiale, såsom oppløselige polymerer eller sti-velse, tilsettes for å fremme utvikling av filterkaken på siden i borehullet, slik at en minimal mengde borefluidum vil gå inn i en permeabel formasjon.
Leting etter olje og gass har i de senere år ført til boring av dypere brønner. På grunn av temperaturgradienten i jordskorpen vil dype brønner ha høyere temperaturer ved bunnene. Det er velkjent og vist av Remont et al. at det er behov for et borefluidum som bibeholder reologisk stabilitet over et bredt temperaturområde for effektiv boring i disse dype brønner.
På grunn av deres bedre termiske stabilitet, sammenlignet med vannbaserte fluida, har oljebaserte fluida typisk vært benyttet ved høytemperaturanvendelser. Imidlertid, på grunn av at miljøpåvirkninger ved fjerning av disse brukte oppslemminger og boresponet som oppebæres i disse oppslemminger har blitt studert nærmere, har vannbaserte fluida mer og mer blitt industriens valg av fluidum. Vannbaserte fluida er også foretrukket ved høytrykksanvendelse, såsom i dype brønner, fordi oljebaserte fluida er mere komprime-rbare enn vannbaserte fluida. Den forøkede komprimerbarhet resulterer i øket viskositet.
For at et slam skal arbeide tilfredsstillende ved de høye temperaturbetingelser i bunnen av hullet, må det være reologisk stabilt over hele temperaturområdet som det vil utsettes for. Dette område er generelt fra omgivelses-temperatur til bunnhulltemperaturen. Den reologiske stabi litet av et slam overvåkes ved å bestemme dets flytepunkt og gelstyrke i henhold til standard borefluidum-bestemmelser, før og etter sirkulering ned i brønnhullet. Disse standard bestemmelser, som innbefatter bestemmelse av flytepunkt og gelstyrker er velkjente innen industrien, og er beskrevet i "Recommended Practice Standard Procedure for Field Testing Water-Based Drilling Fluids", Recommended Practice 13B-1 (1. utgave 1. juni 1990), American Petroleum Institute (i det etterfølgende betegnet som "RP 13B-1").
Den vesentligste driftsvanskelighet som oppstår ved bruk av typisk vannbasert slam, er at ved slike temperaturer de- graderer slammet og blir for viskøst for lett sirkulasjon. Denne sirkulasjonsvanskelighet oppstår på grunn av at den anvendte leire i slammet lett undergår temperaturindusert geling ved temperaturer så lave som 12 0°C. Sirkulasjonsprolemene forårsaket av den forøkede viskositet for slammene ved høye temperaturer forsterker seg under de tidsperioder når boring og sirkulasjon må av-brytes .
Det er tidligere' kjent flere deleløsninger på denne tempe-raturvanskelighet, hvorav ingen er fullstendig tilfredsstillende. Disse løsninger innbefatter: kraftig fortynning og kasting av brukte fluida, tilsetning av reologimodi-fiserende kjemikalier, anvendelse av polymerer istedenfor leire som viskositetsfremmere, samt anvendelse av skum-borefluida. Fortynning og kasting er ikke akseptabelt på grunn av at det er kostbart, krever ombygning av vesentlige deler av fluidumsystemet og resulterer i potensielle store deponeringsomkostninger. Tilsetning av reologi-modifiserende kjemikalier vil kun marginalt heve temperaturen ved hvilken gelatering inntreffer. Polymerene som anvendes som viskositetsfremmende midler er ikke akseptable ved anvendelse ved temperaturer over 120-150°C på grunn av kraftig degradering av polymerene, hvilket resul terer i vesentlig viskositetstap. Endelig har vann-oppløselige skum enkelte ganger vært anvendt for høy-temperaturanvendelse, men på grunn av deres lave densitet er de ineffektive for vektforbedring eller forsegling, og således ikke praktisk for anvendelse i situasjoner hvor det er store mengder inntrengningsvann. De har også dårli-ge smøreegenskaper og har en tendens til å være korrosive.
Nylig er det i US patent nr. 4.629.575 beskrevet at paren-kymøs celle-cellulose ("PCC") med fordel kan anvendes i
høytemperatur-borefluida som viskositetsforbedrer. Imidlertid er det i patentet vist at som følge av termisk nedbrytning er PCC ikke effektiv som den ensete viskosi-tetsf orbedrer for et borefluidum ved høytemperatur-anvendelser over ca. 175°C. Det er derfor fremdeles et behov for et borefluidum som forblir reoligisk stabilt over et vidt temperaturområde fra omgivelsestemperaturen til over ca. 250°C.
Foreliggende oppfinnelse vedrører vannbaserte borefluida som utviser reologisk stabilitet over et vidt temperaturområde. Selv om det i beskrivelsen er anvendt betegnel-sen "slam ifølge oppfinnelsen" eller lignende uttrykk, må det forstås at oppfinnelsen omfatter en bred klasse av slike slam. Slike betegnelser indikerer et borefluidum fremstilt i henhold til foreliggende fremgangsmåte. "Reologisk stabilitet" betyr at den effektive viskositet ved en ringformet skjærhastighet av slammet forblir innnen et effektivt, relativt snevert område mellom 25 cp og ca. 150 cp., og fortrinnsvis mellom 50 cp. og ca.100 cp., over et bredt temperaturområde fra omgivelsestemperaturen og til minst 245°C. Denne reologiske stabilitet gjør det mulig at fluidumet bærer borede spon effektivt ved omgivelseste-mperaturer. Den tilveiebringer også tilstrekkelig fluid-viskositet ved høyere (bunnhull) temperaturer til å gi lett sirkuasjon ned i hullet. Foreliggende oppfinnelse angir også en fremgangsmåte for fremstilling og blanding av de kritiske bestanddeler av et slikt fluidum, samt en fremgangsmåte for fluidumets anvendelse som boreslam. Borefluidumet er særpreget ved det som er angitt i krav l's karakteriserende del, ytterligere trekk fremgår av kravene 2 -8.
Borefluidumet omfatter således tre komponenter:
leire, uorganisk salt såsom et kloridsalt eller et sulfatsalt (eller andre slike uorganiske salter som er kjent innen teknikkens stand), samt PCC. PCC er diskutert ovenfor. De tre komponenter blir fortrinnsvis forbehandlet og deretter kombinert i andeler som resulterer i et fluidum med de følgende egenskaper:Flytepunkt 0,49-1,2 kg/m<2>, gelstyrker på 0,15-0,49 kg/m<2>for 10 sekunders måling, 0,49-1,47 kg/m<2>for 10 min målinger, og 0,98-1,71 kg/m<2>for 3 0 minutters målinger, en høytemperatur høytrykks (HTHP) filtreringshastighet på mindre enn 50 cc/3 0 min ved 35 kp/cm<2>og 149°C, og en pH i området 9,0 - 11,5. Flytepunktet, gelstyrken, HTHP-filtreringshastighet og pH-spesifikasjoner som angitt ovenfor vedrører målinger som er ut-ført under anvendelse av standard prøvementoder for borefluida. Slike standardforsøk er vist i RP 13B-1.
Laboratorieforsøk har vist at slam med de ovenfor viste karakteristika generelt omfatter: 0,9-6,8 kg leire pr. fat, 5000-100.000 deler anioniske salttyper pr. IO<6>deler fluidum, og 0,45-3,6 kg PCC/fat.
Den økonomiske betydning av foreliggende oppfinnelse ligger hovedsagelig i nedsatte sirkulasjons- og kondi-sjoneringstider og følgelig kortere boretider, oppnådd som følge av lettere sirkulasjon av borefluidumet ved for-høyede temperaturer. Ytteligere anvendelse av foreliggende borefluidum resulterer i nedsatt fortynning, deponering og oppfriskning. Denne nedsatte fortynning, deponering og oppfriskning resulterer i innsparing, ikke bare i innkjøp av bestanddeler for dette fluidum, men også i omkostninge- ne ved deponering av det brukte fluidum. Dette nedsatte deponeringsringsvolum gjør dette fluidum ikke bare økono-misk, men også miljøvennlig. En annen betydelig fordel ved slammet ifølge foreliggende oppfinnelse er at fremstillin-gen er enklere enn fremstilling av et typisk kjent slam. Ytterligere er toksisiteten for det spente fluidum lavere enn det for de fluida som typisk anvendes ved høytempe-raturanvendelser, spesielt oljebaserte fluida. Ytterligere vil slammet ifølge oppfinnelsen typisk avsette en filter-kake som er halvparten av en tredjedel så tykk som filter-kaker som typisk avsettes fra kjente slam og således ned-setter muligheten for at borerøret går fast. Endelig er slammet ifølge foreliggende oppfinnelse et slam med nedsatt potensial for temperaturindusert karbonatgelering.
Disse og andre fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av foreliggende beskrivelse av de forskjellige utførelsesfor-mer av oppfinnelsen og fra de etterfølgende krav.
Beskrivelse av tegningene
Figurene IA og IB viser grafisk en sammenligning av viskositeten over et bredt temperaturområde for to slam, ett med de foreskrevne mengder leire, PCC og klorid, og det andre som er identisk med det første, men uten klorid, som omtalt i eksempel 1. Denne sammenligning viser behovet for uorganisk salt i slammet for å stabilisere slammets reologi. Figurene 2A, 2B og 2C viser grafisk sammenligning av viskositeter over et bredt temperaturområde for tre slam, som igjen er identiske, bortsett fra kloridkonsentrasjonene, slik som omtalt i eksempel 2. Denne sammenligning viser behovet for uorganisk salt i slammet for å stabilisere dets reologi. Figurene 3A, 3B, 3C, 3D og 3E viser grafisk sammenligning av viskositeter over et bredt temperaturområde for fem slam, som igjen er identiske, bortsett fra kloridkonsentrasjonene, som omtalt i eksempel 3. Denne sammenligning viser at det er en øvre grense for kloridkonsentrasjonen for foreliggende oppfinnelse, over hvilken reologien blir ustabil.
Figurene 4A, 4B, 4C, 4D, 4E og 4F viser grafisk sammenligning av viskositeter over et bredt temperaturområde for seks slam, i hvilke slam leire- og PCC-andelene ble variert, mens klorid og densitet ble holdt konstant, slik som omtalt i eksempel 4. Sammenligninger av disse grafiske fremstillinger ble anvendt ved bestemmelse av passende manipulering av andelene av leire og PCC for prøveformål. Figur 5 viser grafisk den effektive viskositet over et bredt temperaturområde for et slam med PCC og klorid innen det anbefalte område, men uten leire, slk som omtalt i eksempel 5. Fig. 5 viser at det er et behov for at det er leire til stede i fluidumet ifølge oppfinnelsen. Figuren 6A, 6B og 6C viser grafisk sammenligning av viskositeter over et bredt temperaturområde for tre slam, hvori leire- og PCC-andelene ble variert, slik som beskrevet i eksempel 6. Sammenligning av disse grafiske fremstillinger viser behovet for at det er PCC tilstede i fluidumet iføl-ge oppfinnelsen. Figuren 7A, 7B og 7C, 7D og 7E viser grafisk sammenligning av viskositeten over et bredt temperaturområde for fire høykvalitetsslam i henhold til den kjente teknikk i forhold til viskositeten for slam ifølge oppfinnelsen. De forskjellige grafiske fremstillinger indikerer visko-sitetene når typen og konsetrasjonen av komponentene ble variert, slik som beskrevet i eksempel 7. Figur 8A viser grafisk gelstyrken som en funksjon av bore-dybden for en feltanvendelse av slammet ifølge oppfinnel-
sen, slik som beskrevet i fig. 8. Fig. 8B viser grafisk viskositeten av dette slam som en funksjon av temperatur, prøvetatt ved forskjellige tidsintervaller under boringen av brønnen beskrevet i eksempel 8.
Figur 9 viser grafisk gelstyrker som en funksjon av bore-dybden ved feltanvendelse av slammet ifølge oppfinnelsen, slik som ytterligere beskrevet i eksempel 9.
Beskrivelse av den foretrukne utførelsesform
I mange år har det vært et behov for et vannbasert, reologisk stabilt borefluidum for høytemperaturanvendelse. Foreliggende oppfinnelse er en vannbasert oppslemming, omfattende tre essensielle bestandeler, hvilket resulterer i et borefluidum med reologisk stabilitet. Denne brede temperaturstabilitet oppstår som følge av en synergisk kombinasjon av tre bestanddeler, som gjør det unødvendig å tilsette vesentlige mengder av andre reologimodi-fiserende additiver. Imidlertid kan deflokkulanter og andre additiver som typisk anvendes i boreslam, med fordel tilsettes etter behov under anvendelse av vanlig kjent teknikk. Foreliggende oppfinnelse er rettet på justering og stabilisering av reolologi og filtrering av boreslammet med hensyn til temperaturen.
De tre essensielle bestanddeler er:
1. Leire av god kvalitet, såsom bentonitt eller andre leirer som anvendes innen teknikkens stand, i en mengde på 0,9-7 kg/fat. Spesifikasjoner for bentonitt som anvendes i borefluida er gjengitt i "Specification of Oil-Well Drilling Fluid Materials", API Specification 13A (12. utgave, oktober 1988), American Petroleum Institute (i det etter-følgende betegnet som "Spee 13A"). Spee 13A gjengir spesifikasjoner både for bentonitt og ikke-behandlet bentonitt. Hver av disse, såvel som andre leirer som anvendes i annen teknikken, kan anvendes i slammet ifølge foreliggende
oppfinnelse. I en foretrukket utførelsesform bør ikke-behandlet bentonitt anvendes i en konsentrasjon på 2,3-4,5 kg/fat. Den ikke-behandlede bentonitt bør være forhydratisert i ferskvann i en konsentrasjon på 9-11 kg/fat, fortrinnsvis uten noen additiver,, og i minst 4 timer. Forhy-dratisering kan også oppnås utenfor dette konsentrasjonsområde eller i en annen tidslengde. 2. En PCC viskositetsforbedrer i en mengde på 0,45-3,6 kg/fat. I en foretrukket utførelsesform bør PCC som på forhånd er skjærkraftbehandlet anvendes i en konsentrasjon på 0,45-1,4 kg/fat. Behandling med skjærkrefter på forhånd av PCC oppnås best i laboratoriet ved å blande PCC med ferskvann eller sjøvann i en mengde på 9 kg/fat under anvendelse av en laboratorieblander ved høy hastighet i 15-30 min inntil flytepunktet for oppslemmingen er minst ca. 3,4 kp/m<2>. For anvendelse i feltet blir PCC best under-kastet slik forbehandling ved å blande 9 kg/fat PCC med ferskvann eller sjøvann og deretter sirkulere oppslemmingen gjennom en kolloidmølle eller modifisert homogeni-serende pumpe i minst 2 timer, inntil oppslemmingens flytepunkt er minst ca. 3,4 kg/m<2>, bestemt som flytepunkt-bestemmelsen ifølge RP 13B-1. Denne forhåndsbehandling kan også oppnås utenfor dette konsentrasjonsområde og i et annen tidsrom, til et lavere flytepunkt eller med et annet utstyr; den ovenfor beskrevne metode er den foretrukne. 3. Et uorganisk salt, såsom et sulfatsalt eller et kloridsalt , eller andre slike salter eller kombinasjoner derav, i mengder på 5.000 - 110.000 deler anioniske salttyper pr.IO<6>deler fluidum. I den foretrukne utførelses-form utgjøres kloridsaltet hovedsagelig av natriumklorid og anvendes i en mengde på 10.000 - 30.000 deler klorid pr.IO<6>deler fluidum.
Konsentrasjonene av hver bestanddel tilpasses den spesiel-le anvendelse som en funksjon av borefluidumets densitet og bunnhulltemperatur. Straks bunnhulltemperaturen er kjent, bestemmes den nødvendige densitet og et basisslam "bygges" under anvendelse av vanlig kjent teknikk, hvilket basisslam deretter tilpasses anvendelsen etter de følgende retningslinj er: 1. Flytepunktet for fluidumet heves til mellom ca. 4,9 kp/m<2>og12 kp/m<2>under anvendelse av standard flytepunkts-prøve i henhold til standard RP 13B-1. I den foretrukne utførelsesform ligger dette område mellom 0,7 kp/m<2>og1,0kp/m<2>. Oppnåelse av dette flytepunkt erholdes ved tilsetning av leire (fortrinnsvis forhydratisert) så lenge konsentrasjonen er mindre enn 4,5 kg/fat og gelstyrkene ligger innen det tidligere angitte foretrukne område. Hvis leirekonsentrasjonen er større enn 4,5 kg/fat eller gelstyrkene er ved det maksimale av det foretrukne område, blir PCC (som fortrinnsvis er skjærstyrkebehandlet) og ikke leire, tilsatt for å heve flytepunktet.2. 10-sekunders, 10-minutters og 30-minutters gelstyrkene måles og justeres til å ligge mellom henholdsvis 0,15 kp/m<2>og 0,49kp/m<2>, mellom 0,49 kp/m<2>og 1,5 kp/m<2>, og mellom1,0kp/m<2>og1,7kp/m<2>. I den foretrukne utførelsesform ligger disse områder henholdsvis i 0,2 - 0,4 kp/m<2>, 0,7 -1,2 kp/m<2>og 1,0 - 1,5 kp/m<2>. Denne justering av gelstyrken oppnås ved tilsetning av leire, fortrinnsvis forhydratisert leire. Gelstyrkene måles i henhold til standard prøvemetoden vist i RP 13B-1. Rent praktisk vil det å bringe 10-sekunders gelstyrken innen det gitte område generelt føre til akseptable 10-minutters og 3 0-minutters gelstyrker med foreliggende slam. Det er derfor vanligvis tilstrekkelig å bestemme og justere kun 10-sekunders gelstyrken . 3. Filtreringshastigheten justeres slik at HTHP filtre-ringsforsøket gir en verdi mindre enn 50 cm<3>/30 min ved 35 kp/cm<2>og 150°C. Denne justering oppnås ved tilsetting av
leire, fortrinnsvis forhydratisert leire, hvis leire-innholdet er lavt (mindre enn ca.1,8 kg/fat) eller med en temperaturstabil filtreringspolymer, såsom "Therma-Chek", "Hostadrill", "KemSeal" eller andre lignende materialer ellers. HTHP filtreringshastigheten måles via standard-bestemmelsen gitt i RP 13B-1. 4. pH justeres til mellom 9,0 og 11,5. I den foretrukne utførelsesform er dette område generelt 10,0 - 11,0. Denne justering oppnås ved tilsetning av alkalinitetskontrol-lerende materialer, såsom natriumhydroksyd, natriumkarbonat eller lignende materiale som er velkjent innem teknikkens stand. pH bestemmes ved hjelp av standard prøvesett vist i RP 13B-1. 5. Konsentrasjonen av de anioniske salttyper justeres til mellom 5.000 og 110.000 deler av anioniske salttyper pr.IO<6>deler fluidum. I den foretrukne utførelsesform er dette område 10.000 - 3 0.000 deler klorid pr.IO<6>deler fluidum, hvor kloridet stammer fra et kloridsalt som i det vesentlige omfatter natriumklorid eller fra sjøvann eller fra annen saltlake. Denne justering av saltkonsentrasjonen oppnås ved tilsetning av et uorganisk salt, såsom natriumklorid eller kaliumklorid, eller natriumsulfat eller andre slike uorganiske salter, alene eller i kombinasjon, slik som det vil være velkjent innen teknikkens stand. Denne justering kan også oppnås ved å anvende sjøvann eller annen saltlake som basisfluidum. Når klorider anvendes, måles kloridkonsentrasjonen ved hjelp av standardprøvene angitt i RP 13B-1. Når andre uorganiske salter anvendes, bestemmes konsentrasjonen av de anioniske salttyper ved hjelp av "Merck" prøvestrimler, en prøvemetode som er velkjent innen teknikkens stand.
Disse retningslinjer kan utføres i en hvilken som helst rekkefølge, og justeringen av en av disse kritiske egenskaper, som beskrevet ovenfor, vil ikke i vesentlig grad påvirke noen av de andre kritiske egenskaper. For eksempel, straks HTHP filtreringshastigheten ligger innen området, vil justering av noen eller alle de andre egenskaper av disse retningslinjer ikke føre HTHP-filtreringshastigheten vesentlig ut av opmrådet. Dette er også tilfelle for flytepunkt, gelstyrker, pH og anionisk salttype-konsentrasjon. I realiteten er det en betydelig fordel ved foreliggende oppfinnelse at justering av filtrerings-kontrollen, når filtreringskontroll er nødvendig for å forsegle borehullet og således minimalisere fluidumtap, er uavhengig av justeringen av reologien for slammet ifølge oppfinnelsen. Denne fordel forenkler vesentlig "oppbyggin-gen" av dette slam i forhold til oppbygging av tidligere kjente slam.
Rent generelt vil, når bunnhulltemperaturen øker, sirkula-sjonsfluidumet kreve tilsetning av mer filtreringskontrol-lprodukt for å opprettholde den ønskede HTHP-filtreringshastighet. Når densiteten og temperaturen for fluidumet øker, må det videre tilsettes mindre leire til det sir-kulerende slam for å bibeholde et flytepunkt og/eller gelstyrke innen det ønskede område. Slike økninger i temperatur og densitet vil typisk resultere i at fluidumet krever mer uorganisk salt for å bibeholde den synergiske effekt som oppnås i henhold til oppfinnelsen.
Til forskjell fra fremstillingsmetoden for andre fluida fremstilt i henhold til den kjente teknikk, er ingen ytterligere retningslinjer nødvendig for fremstilling av foreliggende slam. Standard borefluidum-forsøk, såsom"Marsh" trakt-viskositet (FV), "Bingham" plastisk viskositet (PV), filtreringshastighet ved romtemperatur (API), filtrat alkalinitetsprøver (Pm, Pf, Mf), og bestemmelse av konsentrasjoner av kalsium og karbonat, slik som angitt i RP 13B-1, kan også utføres, imidlertid er disse bestemmelser ikke nødvendige for å kontrollere virkningen av foreliggende slam.
Som underbygget ved laboratorieforsøk beskrevet i eksemplene, må PCC (fortrinnsvis skjærkraftbehandlet PCC), leire (fortrinnsvis forhydratisert leire) og uorganisk salt alle være tilstede for å gi høytemperatur reoligisk stabilitet. Fluida hvori en eller flere av disse tre ingredienser mangler, eller fluida inneholdende alle disse tre ingredienser, men med en eller flere av disse ingredienser utenfor de foreskrevne områder, vil generelt ikke utvise den ønskede reologiske profil.
Fordelen oppnådd ved tilsetning av et visst nivå av klorider og/eller andre anioniske salttyper er spesielt over-raskende, da det lenge har vært kjent ved blanding av slam at saltinntrenging har en tendens til å destabilisere i stedet for å stabilisere slamreologien. Den kjente teknikk har ofte fokusert på minimalisering av konsentrasjonen av salt i slammet. I skarp motsetning til dette er kloridet og/eller andre anioniske salttyper ikke bare gunstige, men også nødvendige for stabilitet i foreliggende slam.
Det er antatt at grunnen til den forbedrede temperaturstabilitet ligger i minimalisering av effekten av temperaturindusert dispergering av leire-"pakker". Høytemperatur leiredispergering blir tilsynelatende nedsatt ved nedset-telse av leirekonsentrasjoner ved tilsiktet innføring av salinitet i form av uorganiske salter, hvilken innføring av salinitet står i direkte motsetning til den kjente teknikk. Ytterligere viskositet og filtreringskontroll tilveiebringes av polymerer under anvendelse av velkjent teknikk.
Ved bibeholdelse av konsentrasjonen av leire innen et lavt område (0,9 -7 kg/fat), men i den foretrukne utførelses-f orm
2,3 - 4,5 kg/fat, resulterer i god bærende kapasitet og suspensjon under typiske bunnhullbetingelser. Bibeholdelse av en lav leirekonsentrasjon resulterer videre i en reduk-
sjon av tendensen til indusert karbonatgelering i fluidumet. Det er antatt at dispersjonsresistens både for utborede faststoffer og leire oppnås ved tilstedeværelse av de anioniske salttyper i foreliggende slam. Endelig tilveiebringes overflatereologi og stabilitet av leiren (fortrinnsvis forhydratisert) og PCC (fortrinnsvis forskjærkraftbehandlet), mens filtrering kontrolleres av høytem-peratur- f iltreringspolymerer som sammenvirker med leiren.
EKSEMPLER
De følgende materialer ble anvendt ved fremstilling av de fluida som er omtalt i eksemplene: Forhvdratisert leire: "Aquagel", en bentonittleire fremstilt i henhold til Spee13A, eller "Aquagel Gold Seal", som er en ikke-behandlet bentonittleire fremstilt i henhold til Spee 13A, begge fremstilt av Baroid Drilling Fluids, Inc. og forhydratisert under anvendelse av den ovenfor beskrevne teknikk.
Forsknærkraftbehandlet PCC: "HP-007", fremstilt av Aqua-lon Company, forskjærkraftbehandlet under anvendelse av den ovenfor beskrevne teknikk.
Utboret faststoff: "Rev-Dust", fremstilt av Milwhite Co., Inc., tørr "Aquagel", fremstilt av Baroid Drilling Fluids, Inc., eller malt "Panther Creek" skifer.
Deflokkulanter: "Desco CF", fremstilt av Drilling Specialities Company; "Miltemp", fremstilt av Milpark Drilling Fluids, "Therma-Thin", fremstilt av Baroid Drilling Fluids, Inc., eller "Melanex-T" eller "Aktaflo-S", begge . fremstilt av M/I Drilling Fluids Company.
Filtreringskontrollmaterialer:"Therma-Chek" eller "Ba-ranex", begge fremstilt av Baroid Drilling Fluids, Inc., "Filtrex", "KemSeal", "Chemtrol X" eller "Pyrotrol", alle fremstilt av Milpark Drilling Fluids, "Lignite" eller "HT Rez", begge fremstilt av M/I Drilling Fluids Company, eller "Soltex" eller "Dristech HTHP", begge fremstilt av Drilling Specialities Company.
Uorganisk salt: Salt av idustriell kvalitet i sekk, omfattende hovedsagelig natriumklorid eller "Sea-Slt", fremstilt av Lake Chemical Company.
Bariumsulfat: En kommersiell API-spesifikasjon-kvalitet av bariumsulfat, som tilfredsstiller spesifikasjonene ifølge Spee 13A, anvendt som et vektbefordrende middel i borefluida.
Alle andre reagenser, additiver eller kjemikalier er kom-mer- sielle kvaliteter, som kan erholdes gjennom kjemikal-ieforhandlere.
Prøver for forsøkene beskrevet i eksemplene 1-7 ble fremstilt i en standard "Hamilton Beach" blander som typisk anvendes av fagmannen. Materialene i de angitte forhold i eksemplene ble tilsatt til vann i den følgende rekkefølge: Forhydratisert leire, forskjærkraftbehandlet PCC, uorganisk salt, borede faststoffer, deflokkulanter, filtreringskontrollmaterialer, natriumhydroksyd for pH-justering og bariumsulfat i en mengde tilstrekkelig til å oppnå den tilsiktede fluidumdensitet. Etter hver tilsetning ble prøven omrørt i blanderen i 5-10 min eller inntil omhygge-lig blandet. Etter at alle materialene var tilsatt, ble prøven deretter utjevnet ved oppvarming i ca. 16 timer ved 56°C i en valseovn, som er en velkjent ovn for fagmannen. Etter utjevning ble prøvene omrørt i blanderen i 10-3 0 min og pH ble omjustert med natriumhydroksyd-tilsetning om nødvendig. Prøvene ble deretter eldet i ca. 16 timer ved 205°C eller 218°C, slik som angitt i det aktuelle eksempel, i en valseovn. Prøven ble deretter omrørt i 10-3 0 min i blanderen, og pH ble igjen omjustert med natriumhydrok-sydtilsetning etter behov.
Prøvene for forsøkene beskrevet i eksemplene 8 og 9 var aktuelle feltprøver tatt fra strømlinjen utgående fra brønnborets sirkelring. Bortsett fra justering av pH etter behov for å korrigere felt-pH, ble ingen ytterligere behandling utført av disse prøver før laboratorieforsøkene ble utført.
De følgende bestemmeler ble utført for fluidaprøvene vist
i eksemplene for erholdelse av de reologiske profiler: Under anvendelse av et"Fann 50C Viscosimeter" ble en prøve ved romtemperatur innført i instrumentet og trykk-satt til 35 kp/cm2 med nitrogen. Prøven ble skjærbehandlet kontinuerlig ved en skjærhastighet på 102 s"<1>, tilsvarende en instrumentavlesning på 60 omdr/min. Prøvens temperatur ble hevet med en hastighet på l,l°C/min fra romtenperatur til 49°C. Mens prøvens temperatur ble bibeholdt ved 4 9°C, ble den plastiske viskositet, flytepunkt og gelstyrke bestemt i henhold til prosedyrene gitt i RP 13B-1. Prøvens temperatur ble øket fra 49°C til en topptemperatur på ca. 205°C eller ca. 218°C, slik som angitt i eksemplene, med en temperaurhevningshastighet på l,l°C/min. Ved denne topptemperatur ble plastisk viskositet, flytepunkt og gelstyrke bestemt i henhold til RP 13B-1, mens temperaturen ble bibeholdt ved denne topptemperatur. Prøven ble deretter holdt ved topptemperaturen i 3 0 min mens en kontinuerlig skjærbehandling ble pålagt ved 102 s"<1>. Slutteligen ble prøven avkjølt fra topptemperatur til 49°C med en avkjø-lingshastighet på 3,3°C/min. Ved 49°C ble den plastiske viskositet, flytepunkt og gelstyrke igjen bestemt i henhold til RP 13B-1, mens temperaturen ble bibeholdt ved 49°C. Mens prøven ble oppvarmet eller avkjølt, ble avles-ning av skjærbelastning som funksjon av temperaturen bestemt med 1 min intervaller. Skjærbelastning ble omdannet til effektiv viskositet ved120 s"<1>ved å multiplisere utgangssignalene med 5,0.. Oppvarmingskurven ble avsatt som en rekke tettliggende punkter som representerer datapunktene, avkjølingskurvene ble avsatt som heltrukket linje som forbinder datapunktene nedtegnet under avkjøl-ingsfasen. Disse kurver er kurvene vist i figurene for hvert av de undersøkte fluida.
Alle de gjenværende bestemmelser som ble utført på prøvene av borefluida omtalt i eksemplene var standardbestemmelser for borefluida,hvilke bestemmelser er gjengitt i RP 13B-1.
Eksempel 1
To vannbaserte fluidumsprøver, fluidum IA og fluidum IB, ble fremstilt. Deres sammensetniong og egenskaper er gjengitt i tabell 1. De hadde identisk sammensetning, bortsett fra kloridkonsentrasjonene. Etter elding ved 218°C i16 timer ble hver prøve undersøkt i et "Fann 50C Viscometer" som gjengitt ovenfor ved en topptemperatur på 232°C. De effektive viskositeter for fluidum IA og fluidum IB som funksjon av temperaturen er gjengitt grafisk i henholdsvis figur IA og IB. Sammenligning av figurene viser at reologisk stabilitet over dette temperaturområde krever tilstedeværelse av uorganisk salt i tillegg til leire og PCC, selv om leiren og PCC er til stede i andeler tilstrekkelig til å gi et slam hvor flytepunktet, gelstyrken og HTPT-filtreringsmålingene ligger innen de ovenfor viste krav.
Eksempel 2
Tre vannbaserte fluidumsprøver, 2A, 2B og 2C, ble fremstilt, deres sammensetninger er gjengitt i tabell 2. De var identiske, bortsett fra kloridkonsentrasjonene. Etter elding av prøvene ved 204°C i 16 timer, ble "Fann 50C Viscometer"-bestemmelser utført for hvert fluidum ved en topptemperatur på 218°C i stedet for 232°C. Resultatene for fluidum 2A, 2B og 2C er vist i henholdsvis figurene 2A, 2B og 2C. Sammenligning av disse tre figurer viser den dramatiske stabiliseringseffekt kloridtilsetningen har på borefluidumet ifølge oppfinnelsen når alle andre faktorer forblir uendret.
Eksempel 3
Fem vannbaserte fluidumsprøver, fluida 3A, 3B, 3D og 3E, ble fremstilt med de sammensetninger som er vist i tabell 3. Disse fluida var identiske, bortsett fra en økende konsentrasjon av klorider. Etter at prøven ble eldet i 16 timer ved 204°C ble "Fann 50C Viscometer" -bestemmelser utført ved 218°C. Resultatene for fluidum 3A, 3B, 3C, 3D og 3E er vist i henholdsvis figurer 3A, 3B, 3C, 3D og 3E. Disse figurer underbygger at fluidumene ble mer stabile med anioniske salttypekonsentrasjoner over ca. 400 0 ppm og at denne stabiliserende effekt forsvinner for denne spesi-elle blanding av leire/forskjærkraftbehandlet PCC ved kloridkonsentrasjoner på ca. 58.500 ppm.
Eksempel 4
Seks vannbaserte fluidumprøver, fluidum 4A, 4B, 4C, 4D, 4E og 4F, ble fremstilt med samme sammensetninger som vist i tabell 4. Etter elding av prøvene ved 218°C ble "Fann 50C Viscometer"-bestemmelse utført for hvert fluidum ved en topptemperatur på 24 6°C. Resultatene for fluidum 4A, 4B, 4C, 4D, 4E og 4F er vist henholdsvis i figurene 4A, 4B, 4C, 4D, 4E og 4F. Sammenligning av figur 4A og 4B indikerer at når en realistisk mengde av utboret faststoff, såsom 6,5 vol% som i fluidum 4B, anvendes, er 5,4 kg/fat forhydratisert leire en for høy konentrasjon i fluidumet for at fluidumet skal være i stand til å bibeholde en stabil reologisk profil. Modifisering av fluidumet for å nedsette forhydratisert leire og tilsetting av noe for-sk j ærkraf tbehandlet PCC gir et slam, fluidum 4C, som var uønsket viskøst innen det aktuelle temperaturområde, slik som vist i fig. 4C. Konsentrasjonen av f orhydratisert leire ble yttterligere nedsatt fra 3,6 kg/fat til 1,8 kg/fat i fluidum 4D, mens konsentrasjonen av skjærkraft-forbehandlet PCC ble holdt konstant. Dette gav et forhold på 2:1 leire til PCC. DE reologiske egenskaper for det resulterende fluidum, vist i fig. 4D, var ved den laveste akseptable effektive viskositet for gode driftsresultater. For å undersøke hvorvidt forhydratiset leire eller det for-skjærkraftbehandlede PCC var hovedbidragsyteren til høy viskositet i fluidum 4C, fant man at fluidum 4E svarte til fluidum 4C, bortsett fra en halvering av skjær- kraftforbehandlet PCC fra 0,9 kg/fat til 0,45 kg/fat. De resulterende data fra "Fann 50C Viscometer"-bestemmele er vist i figur 4E. Detter fluidum var ved den øvre grense for akseptabel viskositet under oppvarmingscyklusen og viste en viss ustabilitet under avkjølings-
cyklusen. Fluidum 4F omformulerte til 4:1 forhydratisert leire til forskjærkraftbehandlet PCC-forholdet i fluidum 4C, men med nedsatt leire- og PCC-konsentrasjoner til henholdsvis 2,7 kg/fat og 0,7 kg/fat. Forsøksresultatene, som fremgår av fig. 4F, viser at denne prøve var stabil og forble innen det ønskede viskositetsområde for temperaturer i området 65-232°C.
Eksempel 5
En prøve uten leire, 2,3 kg/fat forskjærkraftbehandlet PCC, 6^ volum% utborede faststoffer, 0,9 kg/fat "Miltemp", 9 kg/fat "Filtrex", 0,9 kg/fat "KemSeal" og 16.000 ppm klorid (fra Sea Salt) ble fremstilt. Fluidumets densitet var 1,44 kg/l. Etter at prøven var eldet ved 218°C i 16 timer ble "Fann 50C Viscometer"-forsøk utført ved en topptemperatur på 246°C. Resultatene er gjengitt i figur 5. pH var 10,4, flytepunktet var 0,29 kg/m<2>, og 10-sekunders-, 10-minutters og 30-minutters-gelstyrkene var henholdsvis0,24kg/m<2>, 0,83 kg/m<2>og 0,98 kg/m<2>, og HTHP-filtreringshastigheten var 94 cm<3>/30 min. Denne blanding ble forkastet på grunn av fluidumets ekstremt lave viskositet etter delvis termisk spaltning av det forskjærkraftbehandlede PCC, og også på grunn av den høye HTHP-filtreringshastighet . Disse resultater underbyggger at leire er essensielt for stabilisering av foreliggende slam.
Eksempel 6
Tre vannbaserte fluidumsprøver, fluidum 6A, 6B og 6C, med sammensetningene som gitt i tabell 5, ble fremstilt. Etter elding ved 204°C i 16 timer ble "Fann 50C Viscometer"- forsøk utført ved en topptemperatur på 218°C. De erholdte data for fluidum 6A, 6B og 6C er gjengitt i henholdsvis figur 6A, 6B og 6C. Denne serie involverte ytterligere manipulering av leire- og PCC-konsentrasjonene for å klar-gjøre effekten av slike konsentrasjoner på fluidumenes reologi. Disse fluida hadde en lavere densitet (1,32 kg/l) enn den for de fluida som er vist i eksempel 4, for hvilke densiteten var 1,56 kg/l. Den lavere densitet resulterte i et fluidum som var tolerant for høyere leirekonsentrasjoner enn det som var tilfelle for de fluida som er vist i eksempel 4. Den tilsynelatende maksimale leirekonsentrasjon ved denne densitet lå mellom 3,6 kg/fat og 4,5 kg/fat. "Fann 50C Viscometer"-forsøk viste en viss fortyk-ning ved høyere temperaturer (over 177°C) for fluidum 6C. I tillegg er den vesentlige viskositetsøkende effekt av tilsetning av CCP åpenbar ved sammenligning av figurene 6A og 6B. Fluidumet uten PCC, vist i fig. 6B, var for "tynn" til å være i stand til å bære utborede partikler effektivt. Når 0,9 kg/fat PCC ble tilsatt til denne prøve, slik som i fluidum 6A, forble viskositeten innen det ønskede temperaturområde på 37-204°C.
Eksempel 7
I et forsøk som gikk ut på å sammenligne foreliggende slam med typiske kjente slam ble fem vannbaserte fluidums-prøver, fluidum 7A, 7B, 7C, 7D og 7E, fremstilt med sammensetninger som gjengitt i tabell 6. Etter elding av prøvene ved 218°C i 16 timer ble "Fann 50C Viscometer"-forsøk utført ved en topptemperatur på 246°C. Resultatene for fluidum 7A, 7B, 7C, 7D og 7E er vist i henholdsvis figurene 7A, 7B, 7C, 7D og 7E. Fluidum 7E ble fremstilt under anvendelse av fremgangsmåten for fremstilling av foreliggende slam. Fluidum 7A viste små reologiske ustabi-liteter, som begynte ved ca. 150°C. Videre var flytepunktet, gelstyrkene og HTHP-filtre-ringshastigheten for fluidum 7A alle for høye for effektiv sirkulasjon. Fluidum 7B utviste en ekstremt høy viskositetsforøkning som begynte ved 121°C, hvilket forte til en viskositet så høy som ca. 900 cp. ved ca. 204°C. Gelstyrkene var også for høye. Fluidum 7C var ekstremt tykt, begynnende ved romtemperaur hvor det utviste en viskositet på ca. 900 cp. ved om-givelsestemperatur. Videre var flytepunktet og gelstyrkene de høyeste i forhold til de andre prøver i dette eksempel. Fluidum 7D hadde god reologisk stabilitet opp til 188°C, hvor det, som tilsvarende for 7A, utviste reololisk ustabilitet. Det hadde også en uakseptabelt høy gelstyrke. Fluidum 7E var reologisk stabilt med flytepunkt, gelstyrke og HTHP-filtrering som alle lå innenfor de områder som er bestemt for å være de optimale for boreoperasjoner.
Eksempel 8
Den første feltutnyttelse av oppfinnelsen var ved en gass-brønn boret i Mobile Bay, Alabama. Målformasjonen eller "payzone" besto av "Jurassic Norphlet Sandstone". Brønn-dybden var mer enn 1.600 m under havnivå. Temperaturen og trykkbetingelsene ved den dybde ved hvilken oppfinnelsen ble utnyttet, var henholdsvis 200-215°C og 735-980 kg/cm<2>. Hydrokarbonet i formasjonen besto av sur, tørr gass med målbare karbondioksydkonsentrasjoner. Saliniteten i forma-sjonslaken var høy og lå i området 225-400 g/l oppløste faststoffer.
Følgelig var de kritiske faktorer som det ble tatt hensyn til ved tilpasning av blandingen som skulle anvendes som boreslam i de dypere, varmere deler av brønnen, de følgen-de: Den forhøyede temperatur, høy salinitet og mulig kraftig saltlakeinnstrømning, tilstedeværelse av karbondiok-syd, hvilket forårsaker karbonatindusert gelering i typiske leirebaserte borefluida, høyt trykk, samt miljøhensyn. Disse miljøhensyn utgikk fra det faktum at brønnen lå nær forskjellige feriesteder under utvikling, elver som er rekreasjonsområde, skipskanaler og farvann, og med en befolkning på ca. 500.000 i det omgivende område.
Borefluidumet ble blandet under anvendelse av velkjente teknikker. Fluidumet inneholdt 50 kg/fat bariumsulfat, 4,5 kg/fat forhydratisert "Aquagel Gold Seal, 0,45 kg/fat natriumhydroksyd for pH 10,8, 0,9 kg/fat skjærkraftfor-behandlet PCC, 0,9 kg/fat "Therma-Chek" og vanlig salt til å gi en kloridkonsentrasjon på 10 g/l. Den maksimale slam-vekt var 1,35 kg/l. Konsentrasjonen av bentonitt, beregnet ved materialbalanse, begynte ved 4,5 kg/fat og falt under boring til 2,3 kg/fat, når brønndybden, og således temperaturen, økte. Under boring forble PCC konstant ved 0,9 kg/fat, og "Therma-Chek" filtreringspolymering ble øket til 1,8 kg/fat. "Miltemp" deflokkuleringsmiddel ble tilsatt gradvis til en konsentrasjon på 0,45 kg/m<2>. Figur 8 viser grafisk avsetning av bestemmelse av gelstyrke for slammet ifølge oppfinnelsen som en funksjon av dybden under den tid slammet ifølge oppfinnelsen ble anvendt i brønnen. Figur 8B viser "Fann 50C Viscometer"-bestemmelser for tre forskjellige feltprøver fra denne brønn.
Tabell 7 viser det minimale daglige behandlingsnivå som er nødvendig for slammet ifølge oppfinnelsen ved boring av brønnen, sammenlignet med to typiske behandlingsnivåer i en tilstøtende brønn hvor det ble anvendt slam ifølge den kjente teknikk. Tabell 8 viser at egenskapene for slammet ifølge oppfinnelsen generelt forble innen de foreskrevne områder under boring av denne brønn.
Eksempel 9
Oppfinnelsen ble også utnyttet ved boring i Øst-Texas. Bunnhulltemperaturen for brønmnen ved 5.600 m var 182°C. Borefluidumets densitet var ca. 1,85 kg/l. Dette fluidum ble blandet fra to tidligere slamsystemer anvendt ved boring i den samme brønn, istedenfor å være nysammensatt, slik som slammet ifølge eksempel 8. Et av disse tidligere slamsystemer var ferskvannsborefluidum, og det andre var et saltmettet borefluidum anvendt for å bore gjennom en 1.000 m seksjon av Lou Ann salt nær 3.800 m. Disse to fluida ble blandet til å gi 3 0 g/l kloridfluidum anvendt for boring i høytemperaturdelen av denne brønn. Da salt-ganger ble påtruffet under boringen, var saliniteten av fluidumet ved bunnen av brønnen 125 g/l.
Sammensetningen av borefluidumet var 159 kg/fat bariumsulfat, 2,3 kg/fat forhydratisert "Aqua Gold Seal", 0,45 kg/fat forskjærkraftbehandlet PCC, 0,9 kg/fat "Chemtrol X", 0,45 kg/fat "Pyrotrol", 0,45 kg/fat natriumhydroksyd for en pH på 10,5 og 0,45 kg/fat "Miltemp". Fluidumet fungerte i det vesentlige problemfritt. Det var ingen opphengningstilfeller eller andre slamustabilitetsproble-mer, til tross for den store økning av klorider nær hul-lets bunn. Figur 9 viser grafisk gelstyrkene for fluidumet som en funksjon av dybden for brønnens varighet. Resultater av laboratorieforsøk utført på prøvene fra denne brønn er sammenfattet i tabell 9.
Henvisning til PCC i de etterfølgende tabeller vedrører PCC som på forhånd er skjærkraftbehandlet.
Claims (11)
1. Vannbasert borefluidum, omfattende et uorganisk salt, parenkymcelle-cellulose og leire,karakterisert vedat konsentrasjonen av det uorganiske salt ligger i området 5.000 - 110.000 deler anioniske salttyper pr. IO<6>deler av borefluidumet, hvilket borefluidum er reologisk stabilt fra omgivelsestemperaturen til over 246°C.
2. Borefluidum ifølge krav1,karakterisert vedat borefluidumet har en effektiv viskositet målt ved 102 s"<1>skjærhastighet, som i det vesentlige ligger i et område 50 cp. - 100 cp. fra omgivelsestemperaturen og til over 250°C.
3. Borefluidum ifølge krav 1 eller 2,karakterisert vedat konsentrasjonen av parenkymcelle-cellulosen ligger i området 0,45 - 3,6 kg/fat.
4. Borefluidum ifølge krav 1, 2 eller 3,karakterisert vedat konsentrasjonen av leiren ligger i området 0,9 - 6,8 kg/fat.
5. Borefluidum ifølge hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat det uorganiske salt, parenkymcelle-cellulosen og leiren er tilstede i relative forhold som er tilstrekkelig til å gi en 10 s gelstyrke i området 0,13 - 0,43 kp/m<2>, et flytepunkt i området 0,43 kp/m<2>- 1,07 kp/m<2>, en pH i området 9,0 -11,5 og en HTHP filtreringshastighet som er mindre enn ca. 50cm<3>/30 min ved 35 kp/cm<2>og149°C.
6. Borefluidum ifølge hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat det uorga
niske salt utgjøres hovedsagelig av natriumklorid.
7. Borefluidum ifølge hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat leiren er bentonitt.
8. Borefluidum ifølge krav 7 når dette er avhengig av krav 6,karakterisert vedat det uorganiske salt i det vesentlige omfatter natriumklorid, slik at kloridkonsentrasjonen i borefluidumet ligger i området 10.000 - 3.000 deler klorid pr. IO<6>deler bor-fluidum, hvor konsentrasjonen av PCC ligger i området 0,45 - 1,36 kg/fat og hvor leiren er bentonitt som er tilstede i en konsentrasjon i området 2,27 - 4,54 kg/fat.
9. Fremgangsmåte ved fremstilling av et vannbasert borefluidum,karakterisert vedat det i tilfeldig rekkefølge tilsettes: leire for å justere gelstyrken av borefluidumet, leire og/eller parenkymcelle-cellulose for å justere flytepunktet av borefluidumet og et uorganisk salt såsom et kloridsalt eller et sulfatsalt eller tilsvarende typer eller kombinasjoner derav, for å justere nivået av de anioniske salttyper i borefluidumet.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9,karakterisert vedat 10 sek gelstyrken for borefluidumet bringes til å ligge i området 0,13 - 0,43 kp/m<2>ved tilsetning av leiren, flytepunktet for borefluidumet heves til 0,45 - 1,14 kp/m<2>ved tilsetning av leire og/eller parenkymcelle-cellulosen til borefluidumet, og konsentrasjonen av de anioniske salttyper i borefluidumet bringes til å ligge i området 5.000 - 110.000 deler av de anioniske salttyper pr. IO<6>deler fluidum ved tilsetning av det uorganiske salt.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 9 eller 10,karakterisert vedat borefluidumets pH heves til 9,0 - 11,5 ved tilsetning av alkalinitets-kontrollerende materialer, såsom natriumhydroksyd eller natriumkarbonat.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US07/531,981 US5179076A (en) | 1990-06-01 | 1990-06-01 | Rheologically-stable water-based high temperature drilling fluid |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO912031D0 NO912031D0 (no) | 1991-05-27 |
| NO912031L NO912031L (no) | 1991-12-02 |
| NO302620B1 true NO302620B1 (no) | 1998-03-30 |
Family
ID=24119895
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO912031A NO302620B1 (no) | 1990-06-01 | 1991-05-27 | Vannbasert borefluidum, samt fremgangsmåte ved fremstilling derav |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5179076A (no) |
| CA (1) | CA2035737A1 (no) |
| GB (1) | GB2244503B (no) |
| MY (1) | MY105400A (no) |
| NO (1) | NO302620B1 (no) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5362713A (en) * | 1989-12-13 | 1994-11-08 | Weyerhaeuser Company | Drilling mud compositions |
| US5009797A (en) * | 1989-12-13 | 1991-04-23 | Weyerhaeuser Company | Method of supporting fractures in geologic formations and hydraulic fluid composition for same |
| US5244877A (en) * | 1990-06-01 | 1993-09-14 | Exxon Production Research Company | Rheologically stable water-based high temperature drilling fluids |
| US5620947A (en) * | 1994-12-27 | 1997-04-15 | Exxon Production Research Company | Water-based high temperature well servicing composition and method of using same |
| CN1096537C (zh) * | 1999-07-12 | 2002-12-18 | 四川石油管理局川东钻探公司 | 酸溶性堵漏剂 |
| US8623790B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-01-07 | Newpark Drilling Fluids Llc | Method of drilling a subterranean well with crosslinked polyacrylic acid |
| DK2877497T3 (en) | 2012-07-27 | 2017-02-27 | Koninklijke Coöperatie Cosun U A | STRUCTURING AGENT FOR LIQUID DETERGENT AND BODY CARE PRODUCTS |
| US9617459B2 (en) | 2012-07-27 | 2017-04-11 | Cellucomp Ltd. | Plant derived cellulose compositions for use as drilling muds |
| US9643147B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-05-09 | Koninklijke Coöperatie Cosun U.A. | Stabilization of suspended solid particles and/or gas bubbles in aqueous fluids |
| GB201411637D0 (en) | 2014-06-30 | 2014-08-13 | Cellucomp Ltd | Compositions comprising parenchymal cellulose particulate material |
| CA2978540A1 (en) | 2015-04-10 | 2016-10-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluids and methods of use thereof |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2319705A (en) * | 1941-03-27 | 1943-05-18 | American Cyanamid Co | Drilling mud |
| US2582323A (en) * | 1948-02-13 | 1952-01-15 | Union Oil Co | Rotary drilling fluids |
| US2749309A (en) * | 1951-08-16 | 1956-06-05 | Weyerhaeuser Timber Co | Well drilling fluids |
| US2912380A (en) * | 1953-07-17 | 1959-11-10 | American Viscose Corp | Drilling fluids and method of preventing loss thereof from well holes |
| US3042608A (en) * | 1961-04-17 | 1962-07-03 | George R Morris | Additive for a well servicing composition |
| US3954628A (en) * | 1973-11-26 | 1976-05-04 | Phillips Petroleum Company | Preparation of sea water muds useful for earth drilling operations |
| US4088583A (en) * | 1976-12-02 | 1978-05-09 | Union Oil Company Of California | Composition and method for drilling high temperature reservoirs |
| US4142595A (en) * | 1977-03-09 | 1979-03-06 | Standard Oil Company (Indiana) | Shale stabilizing drilling fluid |
| US4123366A (en) * | 1977-08-03 | 1978-10-31 | Phillips Petroleum Company | Drilling mud containing sodium carboxymethylcellulose and sodium carboxymethyl starch |
| US4290899A (en) * | 1979-01-04 | 1981-09-22 | Union Carbide Corporation | Thermal stabilizer for non-clay wellbore fluids |
| US4476029A (en) * | 1982-05-26 | 1984-10-09 | W. R. Grace & Co. | High temperature dispersant |
| US4561985A (en) * | 1982-06-28 | 1985-12-31 | Union Carbide Corporation | Hec-bentonite compatible blends |
| US4629575A (en) * | 1982-09-03 | 1986-12-16 | Sbp, Inc. | Well drilling and production fluids employing parenchymal cell cellulose |
| US4619773A (en) * | 1983-05-02 | 1986-10-28 | Mobil Oil Corporation | High temperature stable aqueous brine fluids viscosified by water-soluble copolymers of acrylamidomethylpropanesulfonic acid salts |
| US4839095A (en) * | 1987-09-14 | 1989-06-13 | Shawqui Lahalih | Stable mud drilling fluid additive, composition and process for making the same |
-
1990
- 1990-06-01 US US07/531,981 patent/US5179076A/en not_active Expired - Lifetime
-
1991
- 1991-02-05 CA CA002035737A patent/CA2035737A1/en not_active Abandoned
- 1991-03-12 MY MYPI91000397A patent/MY105400A/en unknown
- 1991-05-27 NO NO912031A patent/NO302620B1/no not_active IP Right Cessation
- 1991-05-31 GB GB9111667A patent/GB2244503B/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2244503A (en) | 1991-12-04 |
| CA2035737A1 (en) | 1991-12-02 |
| NO912031L (no) | 1991-12-02 |
| MY105400A (en) | 1994-09-30 |
| AU640887B2 (en) | 1993-09-02 |
| GB2244503B (en) | 1994-08-31 |
| NO912031D0 (no) | 1991-05-27 |
| US5179076A (en) | 1993-01-12 |
| AU7619091A (en) | 1991-12-05 |
| GB9111667D0 (en) | 1991-07-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3577187B1 (en) | Invert emulsion based drilling fluid and methods of using same | |
| EP0191980B1 (en) | Polymers for use as filtration control aids in drilling muds | |
| US5789352A (en) | Well completion spacer fluids and methods | |
| US5723416A (en) | Well servicing fluid for trenchless directional drilling | |
| US20180291252A1 (en) | Crosslinked n-vinylpyrrolidone polymers for use in subterranean formations and wells | |
| US4644020A (en) | Production of high molecular weight vinyl lactam polymers and copolymers | |
| US3243000A (en) | Method and composition for drilling wells and similar boreholes | |
| US4726906A (en) | Polymers for use as filtration control aids in drilling muds | |
| EP2028246B1 (en) | Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations | |
| US5495891A (en) | Foamed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling/lost circulation fluid | |
| NO336381B1 (no) | Borefluider inneholdende et alkalimetallformiat | |
| NO177011B (no) | Vannbasert borefluid | |
| US3989630A (en) | Low solids shale controlling drilling fluid | |
| US10883037B2 (en) | Crosslinked n-vinylpyrrolidone polymers for use in subterranean formations and wells | |
| NO302620B1 (no) | Vannbasert borefluidum, samt fremgangsmåte ved fremstilling derav | |
| US4655942A (en) | Controlled release dispersant for clay-thickened, water-based drilling fluids | |
| Zilch et al. | The evolution of geothermal drilling fluid in the imperial valley | |
| US5008025A (en) | Sulfonate-containing polymer/polyanionic cellulose combination for high temperature/high pressure filtration control in water base drilling fluids | |
| US5244877A (en) | Rheologically stable water-based high temperature drilling fluids | |
| US3849317A (en) | Additive for reducing gel strength in aqueous lime containing drilling fluids | |
| US5204320A (en) | Drilling mud additive comprising ferrous sulfate and poly(N-vinyl-2-pyrrolidone/sodium 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonate) | |
| US20230203361A1 (en) | Wellbore stability compositions comprising nanoparticles | |
| Dairanieh et al. | Novel polymeric drilling mud viscosifiers | |
| US3738934A (en) | Oil base drilling fluid composition and process | |
| Abou Alfa et al. | Siderite as a weighting material in drilling mud |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |