NO315565B2

NO315565B2 - well fluid

Info

Publication number: NO315565B2
Application number: NO20011787A
Authority: NO
Inventors: Odd Palmgren; Torstein Obrestad; Aslak Teigen
Original assignee: Yara Int Asa
Priority date: 2001-04-09
Filing date: 2001-04-09
Publication date: 2010-01-18
Also published as: NO20011787L; CA2448617C; WO2002081590A1; CA2448617A1; NO20011787D0; NO315565B1

Description

Bakgrunn for oppfinnelsen Background for the invention

Denne oppfinnelsen vedrører brønnvæsker i form av en vann-i-olje emulsjon som inneholder olje, en saltløsing og emulgator og spesielt borevæsker for boring og komplettering av oljebrønner etc. This invention relates to well fluids in the form of a water-in-oil emulsion containing oil, a salt solution and emulsifier and in particular drilling fluids for drilling and completing oil wells etc.

En borevæske er en væske som vanligvis består av olje og/eller vann, med forskjellige slags tilsetninger. Borevæsker brukes til å fjerne borekaks fra borehullet og bringe den til overflaten. Borevæsken bidrar også til å kontrollere trykket under overflaten og må danne et beskyttende og stabiliserende overtrekk på porøse formasjoner slik at de ikke hemmer produktiviteten av reservoaret. Produktiviteten av et oljereservoar kan påvirkes negativt hvis faste stoffer fra borevæsken trenger inn i og blokkerer strømingskanalene i formasjonen. Produktiviteten av et reservoar kan også reduseres hvis borevæskefiltratet forårsaker at leire i formasjonen absorberer vann og sveller opp. A drilling fluid is a liquid that usually consists of oil and/or water, with different kinds of additives. Drilling fluids are used to remove cuttings from the borehole and bring it to the surface. The drilling fluid also helps to control the pressure below the surface and must form a protective and stabilizing coating on porous formations so that they do not inhibit the productivity of the reservoir. The productivity of an oil reservoir can be adversely affected if solids from the drilling fluid penetrate and block the flow channels in the formation. The productivity of a reservoir can also be reduced if the drilling fluid filtrate causes clays in the formation to absorb water and swell.

Borevæsken pumpes gjennom en hul borestreng til borkronen og kjøler og smører borestrengen og borkronen. Væsken resirkuleres. Egenskapene til borevæsken overvåkes og justeres under boringen. Borevæsken må ha så høy tetthet at den kan kontrollere overskudd av gass- og vanntrykk i formasjonen, samtidig må den være lav nok til å tillate høyeste mulige borehastighet. På overflaten filtreres steinkaksen fra borevæsken. Borekaks produseres som avfallsmateriale. The drilling fluid is pumped through a hollow drill string to the drill bit and cools and lubricates the drill string and the drill bit. The liquid is recycled. The properties of the drilling fluid are monitored and adjusted during drilling. The drilling fluid must have such a high density that it can control excess gas and water pressure in the formation, while at the same time it must be low enough to allow the highest possible drilling speed. On the surface, the rock cuttings are filtered from the drilling fluid. Drilling cuttings are produced as waste material.

Kjent teknikk Known technique

I dag brukes helst oljebaserte væsker for de fleste dypboringsoperasjoner på basis av følgende kriterier: borehastighet, smøreevne, formasjonens stabilitet, vedlikeholdsvennlighet og pris. Derfor er dagens boreteknikk sterkt avhengig av bruken av disse væskene som har diesel, mineraloljer, olefiner eller estere som kontinuerlig fase og halogenidløsninger som dispers fase. Borevæsken formuleres som en emulsjon for å kunne ta opp ekstra vann under boringen og saltholdigheten av vannfasen kontrolleres ved hjelp av løste salter. Det mest brukte saltet er kalsiumklorid, men natriumklorid og forskjellige andre salter forekommer også. Økonomien og beliggenheten av formasjonen bestemmer valget. Today, oil-based fluids are preferred for most deep drilling operations based on the following criteria: drilling speed, lubricity, formation stability, ease of maintenance and price. Therefore, today's drilling technology is heavily dependent on the use of these fluids which have diesel, mineral oils, olefins or esters as continuous phase and halide solutions as dispersed phase. The drilling fluid is formulated as an emulsion to be able to absorb extra water during drilling and the salinity of the water phase is controlled using dissolved salts. The most commonly used salt is calcium chloride, but sodium chloride and various other salts also occur. The economy and the location of the formation determine the choice.

En typisk oljekontinuerlig emulsjon til bruk i boreslam og formulert med konvensjonell teknologi består av 70-80 vektprosent olje og 20-30 vektprosent saltløsning. I tillegg til olje og saltløsning inneholder emulsjonen en emulgator. En slik emulsjon har opprinnelig, før tilsetning av andre materialer, en tetthet på omtrent 0,9 kg/l. Et typisk vektstoff er bariumsulfat med tetthet 4,2. Borevæsken kan også inneholde andre tilsetninger for filtreringskontroll, reologimodifikatorer, korrosjonsinhibitorer, etc. A typical oil-continuous emulsion for use in drilling mud and formulated with conventional technology consists of 70-80 weight percent oil and 20-30 weight percent salt solution. In addition to oil and salt solution, the emulsion contains an emulsifier. Such an emulsion initially has, before the addition of other materials, a density of approximately 0.9 kg/l. A typical weighting substance is barium sulphate with a density of 4.2. The drilling fluid may also contain other additives for filtration control, rheology modifiers, corrosion inhibitors, etc.

Lovgivningen er drivkraft for å få stans i utslipp av hydrokarboner over bord ved boring til havs, og dette innbefatter oljeforurenset kaks fra brønner som er boret med oljebasert væske. Det er streng kontroll med utslipp av oljeforurenset borekaks 1 alle sektorer av Nordsjøen. The legislation is the driving force for stopping the release of hydrocarbons overboard during offshore drilling, and this includes oil-contaminated cuttings from wells that have been drilled with oil-based fluids. There is strict control over the discharge of oil-contaminated drilling cuttings 1 in all sectors of the North Sea.

Den uønskede kaksen kan sprøytes inn i oljebrønnen igjen som et oppmalt slam, hvis de geologiske forholdene nede i borehullet er gunstige, eller fraktes til land og behandles der for å rense den for olje før den deponeres på en fylling. Dette kan skape problemer i dårlig vær hvis kaksen ikke kan fraktes fra riggen. Konseptet er vanskelig å bruke på flytende leteboringsplattformer. I tillegg fører det økte energibehovet for transport og håndtering av kaksen til mer forurensning, noe som også gjelder for deponi på land, som vanligvis innebærer en varmeutvinnings- og forbrenningsprosess. The unwanted cuttings can be injected back into the oil well as ground mud, if the geological conditions down the borehole are favorable, or transported to land and processed there to clean it of oil before it is deposited on an embankment. This can cause problems in bad weather if the cuttings cannot be transported from the rig. The concept is difficult to apply to floating exploration drilling platforms. In addition, the increased energy requirement for transport and handling of the sawdust leads to more pollution, which also applies to landfill on land, which usually involves a heat recovery and incineration process.

Fordelene som er påvist med oljebaserte væsker ved boring til havs gjelder i samme grad for landbasert drift. Deponering av avfall og kaks fra boreoperasjoner på land med oljebasert boreslam representerer imidlertid et litt annerledes problem, hvor den dominerende faktoren er miljøskadelige salter i den emulgerte saltløsningen. Hvis det brukes kalsiumklorid i saltløsningen blir det begrenset hvor mye borekaks som kan renses biologisk på et gitt areal med godt resultat. Kanadisk patent nr. 2 101 884 (Flemming) beskriver erstatning av kalsiumklorid i saltfasen med kalsiumnitrat - målet med dette er å redusere miljøproblemet når avfall blir spredt på land. Ved å erstatte klorid med nitrat forbedres også den naturlige mikrobielle nedbrytningsprosessen av den tilhørende oljen. The advantages that have been demonstrated with oil-based fluids in offshore drilling apply to the same extent for land-based operations. The disposal of waste and cuttings from drilling operations on land with oil-based drilling mud, however, represents a slightly different problem, where the dominant factor is environmentally harmful salts in the emulsified salt solution. If calcium chloride is used in the salt solution, the amount of drilling cuttings that can be biologically cleaned on a given area with good results is limited. Canadian patent no. 2 101 884 (Flemming) describes the replacement of calcium chloride in the salt phase with calcium nitrate - the aim of this is to reduce the environmental problem when waste is spread on land. By replacing chloride with nitrate, the natural microbial degradation process of the associated oil is also improved.

De diesel- og mineraloljebaserte væskene har tidligere gitt god teknisk ytelse til rimelig pris og fleksibilitet for operasjoner i Nordsjøen, og disse væskene har gradvis blitt mer miljømessig akseptable når det gjelder redusert giftighet og bedre biologisk nedbrytbarhet ved at det er innført olefiner, alkaner og estere i stedet for oljene. Utgiftene ved de oljebaserte borevæskene har imidlertid økt dramatisk ettersom operatørene har gått over til disse mer sofistikerte oljene. The diesel and mineral oil-based fluids have previously provided good technical performance at a reasonable price and flexibility for operations in the North Sea, and these fluids have gradually become more environmentally acceptable in terms of reduced toxicity and better biodegradability through the introduction of olefins, alkanes and esters instead of the oils. However, the expense of the oil-based drilling fluids has increased dramatically as operators have switched to these more sophisticated oils.

Oljebaserte borevæsker som er utformet spesielt for å unngå forurensning er beskrevet for eksempel i europeisk patent 764 711 Bl og 1 029 908 Al. Patentene beskriver bruk av minimalt giftige borevæsker basert på syntetiske hydrokarboner avledet fra alfa-olefiniske monomerer. Patentkravene innbefatter borevæske-emulsjoner som inneholder opptil 70 volumprosent vannfase. Muligheten for formulering av et boreslam som inneholder så mye vannfase går ikke frem av de eksemplene som er beskrevet i patentene. De emulsjonene som inneholder mest vann av de som beskrives i disse patentene vil ha en tetthet som ikke overstiger omtrent 1,0 før tilsetting av vektstoffet. Oil-based drilling fluids that are designed specifically to avoid contamination are described, for example, in European patent 764 711 Bl and 1 029 908 Al. The patents describe the use of minimally toxic drilling fluids based on synthetic hydrocarbons derived from alpha-olefinic monomers. The patent claims include drilling fluid emulsions containing up to 70 volume percent water phase. The possibility of formulating a drilling mud containing so much water phase is not evident from the examples described in the patents. The emulsions that contain the most water of those described in these patents will have a density that does not exceed approximately 1.0 before the weight is added.

Sammendrag av oppfinnelsen Summary of the invention

Det er et mål for den foreliggende oppfinnelsen å fremskaffe en ny brønnvæske, spesielt en borevæske, som kan ha de samme gunstige boreegenskapene som oljebasert slam og samtidig minimalt påvirke miljøet. Et annet mål er å fremskaffe en emulsjon av vann i olje med høy opprinnelig tetthet. Det er også et mål for den foreliggende oppfinnelsen å fremskaffe en oljekontinuerlig borevæske som gir økonomiske fordeler på grunn av lavere esterinnhold, når ester brukes som oljefase, i forhold til saltløsningsfasen. Oljefasen er den dyreste i dette tilfellet. It is a goal of the present invention to provide a new well fluid, especially a drilling fluid, which can have the same favorable drilling properties as oil-based mud and at the same time minimally affect the environment. Another aim is to provide an emulsion of water in oil with a high initial density. It is also an aim of the present invention to provide an oil-continuous drilling fluid which provides economic advantages due to lower ester content, when ester is used as the oil phase, compared to the salt solution phase. The oil phase is the most expensive in this case.

Disse og andre mål med oppfinnelsen oppnås med den brønnvæsken som beskrives nedenfor. Oppfinnelsen beskrives videre og karakteriseres ved de medfølgende patentkravene. These and other objectives of the invention are achieved with the well fluid described below. The invention is further described and characterized by the accompanying patent claims.

Oppfinnelsen vedrører således altså en brønnvæske i form av en vann-i-olje emulsjon som inneholder olje, en saltløsning og emulgator hvor forholdet mellom olje og saltløsning basert på vekt er mellom 10:90 og 30:70, emulgatoren har en høy molekylvekt i området fra 500 opp til 5000 og med en HLB balanse fra 2 opp til 8, og hvor emulgatorkonsentrasjonen er 0,2-5,0 vektprosent av blandingen av olje og saltløsning, som er kjennetegnet ved at den vandige fasen er en konsentrert blanding av et nitrat eventuelt i blanding med nitritt, klorid, bromid, formiat eller blandinger av disse. The invention thus relates to a well fluid in the form of a water-in-oil emulsion containing oil, a salt solution and emulsifier where the ratio between oil and salt solution based on weight is between 10:90 and 30:70, the emulsifier has a high molecular weight in the range from 500 up to 5000 and with an HLB balance from 2 up to 8, and where the emulsifier concentration is 0.2-5.0 percent by weight of the mixture of oil and salt solution, which is characterized by the aqueous phase being a concentrated mixture of a nitrate optionally in a mixture with nitrite, chloride, bromide, formate or mixtures of these.

Den konsentrerte blandingen av nitratet er fortrinnsvis tilstede i en mengde fra 31.2 % til 61.2 % av vekten av saltløsning. The concentrated mixture of nitrate is preferably present in an amount of from 31.2% to 61.2% by weight of salt solution.

Emulgatorkonsentrasjonen er fortrinnsvis 0,4-3,0 vektprosent av blandingen av olje og saltløsning. The emulsifier concentration is preferably 0.4-3.0% by weight of the mixture of oil and salt solution.

Det foretrekkes å bruke emulgatorer som er derivater av polyisobutenylravsyreanhydrid, eller en polyalkylenglykol hvor den hydrofobe delen består av en stor oligomer av alfa-olefiner og den hydrofile delen er en polyetylenglykolsekvens. It is preferred to use emulsifiers which are derivatives of polyisobutenyl succinic anhydride, or a polyalkylene glycol where the hydrophobic part consists of a large oligomer of alpha-olefins and the hydrophilic part is a polyethylene glycol sequence.

Det laveste forholdet mellom olje og saltløsning er fortrinnsvis 15:85. The lowest ratio between oil and salt solution is preferably 15:85.

Fortrinnsvis er den vandige fasen en konsentrert løsning av en nitratforbindelse valgt fra gruppen bestående av alkalimetall-, jordalkalimetall- eller ammonium-nitrater, og hydrater, komplekser eller blandinger av disse. Preferably, the aqueous phase is a concentrated solution of a nitrate compound selected from the group consisting of alkali metal, alkaline earth metal or ammonium nitrates, and hydrates, complexes or mixtures thereof.

Oljefasen er en væske basert på mineralolje, en olefin, et alkan eller en ester. Det foretrekkes å bruke en ester av langkjedede fettsyrer. Væsken kan i tillegg inneholde passende fuktemidler, viskositetsregulerende midler, vektmaterialer og filtertapsadditiver, som anvendes for å oppnå ønskede egenskaper med hensyn til stabilitet, reologi, filtertapskontroll, tetthet osv. The oil phase is a liquid based on mineral oil, an olefin, an alkane or an ester. It is preferred to use an ester of long-chain fatty acids. The liquid may also contain suitable wetting agents, viscosity regulating agents, weighting materials and filter loss additives, which are used to achieve desired properties with regard to stability, rheology, filter loss control, density, etc.

Spesielt foretrukket er en brønnvæske som inneholder en ester av en langkjedet fettsyre, en konsentrert løsning av nitratforbindelser eller blandinger av nitrat, klorid eller bromid, 0,4-3,0 vekt % av en emulgator, og hvor vektforholdet mellom olje og saltløsning er mellom 20:80 og 30:70 og hvor væsken hvis nødvendig, inneholder passende fuktemidler, viskositetsregulerende midler, vektmaterialer og filtertapsadditiver. Particularly preferred is a well fluid containing an ester of a long-chain fatty acid, a concentrated solution of nitrate compounds or mixtures of nitrate, chloride or bromide, 0.4-3.0% by weight of an emulsifier, and where the weight ratio between oil and salt solution is between 20:80 and 30:70 and where the liquid, if necessary, contains suitable wetting agents, viscosity regulating agents, weighting materials and filter loss additives.

Ved å innføre en emulgator av den spesifiserte typen kan man lage stabile oljekontinuerlige emulsjoner med lavt oljeinnhold, hvor blandehastigheten ikke er så kritisk, fortrinnsvis kombinert med bruk av en ester som kontinuerlig fase og en nitratløsning som dispers fase. By introducing an emulsifier of the specified type, stable oil continuous emulsions with low oil content can be made, where the mixing speed is not so critical, preferably combined with the use of an ester as continuous phase and a nitrate solution as dispersed phase.

Ved bruk av denne borevæskeformuleringen til havs ventes det at mengden av olje som slippes ut i sjøen blir tilstrekkelig mye lavere til at det muliggjør en god biologisk nedbrytning av oljen på havbunnen. Nærværet av nitrat vil ytterligere begunstige den biologiske nedbrytningen av oljen under anaerobe denitreringsforhold. When using this drilling fluid formulation at sea, it is expected that the amount of oil released into the sea will be sufficiently much lower to enable a good biological breakdown of the oil on the seabed. The presence of nitrate will further favor the biological breakdown of the oil under anaerobic denitration conditions.

Det er også mulig å fremskaffe en oljekontinuerlig borevæske som gir økonomiske fordeler ved reduksjon av esterinnholdet, når ester brukes som oljefase, i forhold til saltfasen, siden oljefasen er den dyreste i dette tilfellet. Dette bør gjelde for saltløsninger som inneholder klorider, bromider og nitrater og blandinger av disse. Formiater kan også brukes. It is also possible to provide an oil-continuous drilling fluid that provides economic benefits by reducing the ester content, when ester is used as the oil phase, compared to the salt phase, since the oil phase is the most expensive in this case. This should apply to salt solutions containing chlorides, bromides and nitrates and mixtures of these. Formates can also be used.

Det er også viktig at det er mulig å produsere emulsjoner av vann i olje med høy initialtetthet for bruk som borevæske. Typisk vil tettheten for en slik emulsjon være 1,25-1,35 eller enda høyere. I en slik borevæske vil behovet for tilsetning av vektstoffer være mindre enn vanlig. Borehastigheten er når alle andre faktorer er like en funksjon av innholdet av faste stoffer i væsken og den plastiske viskositeten. Den foreslåtte formuleringen bør gi en forbedret borehastighet på grunn av det lavere faststoffinnholdet. Problemer med baryttslagg vil bli mindre. Dette bør representere en betydelig forbedring i forhold til dagens teknikk også hvis det brukes diesel eller mineralolje. It is also important that it is possible to produce emulsions of water in oil with a high initial density for use as drilling fluid. Typically, the density of such an emulsion will be 1.25-1.35 or even higher. In such a drilling fluid, the need for the addition of weighting substances will be less than usual. The drilling rate is, all other factors being equal, a function of the solids content of the fluid and the plastic viscosity. The proposed formulation should provide an improved drilling rate due to the lower solids content. Problems with barite slag will be reduced. This should represent a significant improvement compared to current technology also if diesel or mineral oil is used.

Kalsiumnitratbaserte løsninger har i noen tid vært vurdert for bruk som borevæsker. På grunn av tendensen til å danne til stresskorrosjonssprekker (stress corrosion cracking, SCC) på karbonstål (ulegert stål) har man nølt med å ta i bruk slike løsninger. Ved bruk av en oljekontinuerlig emulsjon vil ståloverflaten fuktes av oljen og ikke av vannfasen. Nitratet vil ikke være i kontakt med overflaten. Calcium nitrate-based solutions have for some time been considered for use as drilling fluids. Due to the tendency to form stress corrosion cracking (SCC) on carbon steel (unalloyed steel), people have hesitated to adopt such solutions. When using an oil-continuous emulsion, the steel surface will be wetted by the oil and not by the water phase. The nitrate will not be in contact with the surface.

Emulgeringsteknikken som gjør det mulig å fremstille stabile oljekontinuerlige emulsjoner med lavt oljeinnhold vil kunne brukes på sammensetninger som inneholder dieseloljer, mineraloljer, olefiner eller estere og et bredt spektrum av saltløsningssammensetninger. Det viktige poenget er å bruke en overflateaktiv substans som har en høy affinitet med hensyn til olje-vann-overgangen og er lite mobil i overgangen. En mer stabil emulsjon vil være resultatet. Det finnes en rekke emulgatorer med høy molekylvekt og med riktig hydrofil-lipofil-balanse (HLB) som kan brukes. The emulsification technique that makes it possible to produce stable oil-continuous emulsions with a low oil content will be able to be used on compositions containing diesel oils, mineral oils, olefins or esters and a wide spectrum of salt solution compositions. The important point is to use a surface-active substance that has a high affinity with respect to the oil-water transition and is not very mobile in the transition. A more stable emulsion will be the result. There are a number of high molecular weight emulsifiers with the correct hydrophilic-lipophilic balance (HLB) that can be used.

Beskrivelse av den foretrukne utførelsen Description of the preferred embodiment

De emulgatorene som foretrekkes for dette formålet har høy molekylvekt - i området fra 500 til 5000 - og de vil ha en HLB-verdi som ligger i området fra 2 opp til omtrent 8. Den hydrofobe delen av en slik emulgator vil oppta et større volum enn den hydrofile delen. Dette gir en foretrukket kurvatur av olje-vann-overgangen som er konveks mot oljefasen og emulgatoren vil derfor egne seg for å stabilisere emulsjoner av vann i olje. The emulsifiers that are preferred for this purpose have a high molecular weight - in the range from 500 to 5000 - and they will have an HLB value that is in the range from 2 up to about 8. The hydrophobic part of such an emulsifier will occupy a larger volume than the hydrophilic part. This gives a preferred curvature of the oil-water transition which is convex towards the oil phase and the emulsifier will therefore be suitable for stabilizing emulsions of water in oil.

Eksempler på emulgatorer som egner seg for dette formålet er polyalkylenglykoler av forskjellig sammensetning og derivater av polyisobutenylravsyreanhydrid. Den hydrofobe delen av disse emulgatorene består enten av en voluminøs oligomer av alfa-olefiner eller en ganske lang polyisobutenylsekvens. Den hydrofile delen vil enten være en polyetylenglykolsekvens eller et ravsyrederivat. Examples of emulsifiers which are suitable for this purpose are polyalkylene glycols of different composition and derivatives of polyisobutenyl succinic anhydride. The hydrophobic part of these emulsifiers consists either of a bulky oligomer of alpha-olefins or a rather long polyisobutenyl sequence. The hydrophilic part will either be a polyethylene glycol sequence or a succinic acid derivative.

Andre typer komplekse emulgatorer med høy molekylvekt kan brukes for det beskrevne formålet, såfremt de har en hydrofil-lipofilbalanse som egner seg for å stabilisere emulsjoner av vann i olje. Polyglyserolestere av forskjellig slag, f.eks. estere med interforestret ricinolsyre, eller estere av dimerisert soyabønneolje vil gi stabile emulsjoner. Det kritiske punktet kan være varmestabiliteten av disse emulgatorene. Other types of complex emulsifiers with high molecular weight can be used for the described purpose, provided they have a hydrophilic-lipophilic balance that is suitable for stabilizing emulsions of water in oil. Polyglycerol esters of various kinds, e.g. esters with interesterified ricinoleic acid, or esters of dimerized soybean oil will give stable emulsions. The critical point may be the heat stability of these emulsifiers.

Det kan lages oljekontinuerlige emulsjoner av høy stabilitet og høy tetthet som inneholder så lite som 6 vektprosent olje, d.v.s. et vektforhold mellom olje og saltløsing på 6:94. Vannfasen er en konsentrert løsning av nitrat, klorid, bromid eller formiat, eller blandinger av disse. Til bruk i en borevæskeformulering vil en emulsjon av vann i olje ha et forhold mellom olje og saltløsning på mellom 10:90 og 30:70, fortrinnsvis mellom 15:85 og 30:70. Konsentrasjonen av emulgator vil være 0,2-5,0 vektprosent, fortrinnsvis 0,4-3,0 vektprosent av blandingen av olje og saltløsning. Oil-continuous emulsions of high stability and high density can be made that contain as little as 6% oil by weight, i.e. a weight ratio between oil and brine of 6:94. The water phase is a concentrated solution of nitrate, chloride, bromide or formate, or mixtures of these. For use in a drilling fluid formulation, an emulsion of water in oil will have a ratio between oil and salt solution of between 10:90 and 30:70, preferably between 15:85 and 30:70. The concentration of emulsifier will be 0.2-5.0% by weight, preferably 0.4-3.0% by weight of the mixture of oil and salt solution.

De følgende eksemplene er tatt med for å illustrere oppfinnelsen. Egenskapene for de forskjellige oljetypene som brukes i eksemplene er oppført i tabell 1 nedenfor: The following examples are included to illustrate the invention. The properties of the different types of oil used in the examples are listed in Table 1 below:

EKSEMPEL 1. Til sammenlikningsformål EXAMPLE 1. For comparison purposes

For å danne grunnlag for en sammenlikning ble det formulert en vanlig oljebasert borevæske på en emulsjon hvor vektforholdet mellom olje og saltløsning var omtrent 70:30. Borevæsken hadde følgende sammensetning: 286 g basisolje, 12 + 6 g av emulgatorene Versavert PE og Versavert SE, 116 g av en kalsiumkloirdløsning med tetthet 1,18, 2 g Versavert F, 4 g Versamod og 8 g Bentone 128. Emulgator-blandingen ble løst i oljen ved omrøring i lav hastighet. Deretter ble emulsjonen laget til ved romtemperatur i et 1000 ml begerglass med en turbo-mikser på 2000 rpm. Den totale blandetiden var omtrent 12 minutter. In order to form a basis for a comparison, a normal oil-based drilling fluid was formulated on an emulsion where the weight ratio between oil and salt solution was approximately 70:30. The drilling fluid had the following composition: 286 g of base oil, 12 + 6 g of the emulsifiers Versavert PE and Versavert SE, 116 g of a calcium chloride solution with a density of 1.18, 2 g of Versavert F, 4 g of Versamod and 8 g of Bentone 128. The emulsifier mixture was dissolved in the oil by stirring at low speed. The emulsion was then made at room temperature in a 1000 ml beaker with a turbo mixer at 2000 rpm. The total mixing time was approximately 12 minutes.

Denne borevæsken inneholder 49,5 vektprosent av vektstoffet (bariumsulfat). This drilling fluid contains 49.5 percent by weight of the weight substance (barium sulfate).

Tettheten av emulsjonen var 0,89 målt ved 20°C (IA). Viskositeten, målt på et Bohlin CS Rheometer, var psevdoplastisk. Viskositeten sank fra omtrent 120 til 25 mPas ettersom skjærhastigheten ble økt fra 10 til 100 sek"<1> ved 50°C. Etter tilsetning av 13 g kalk og 438 g bariumsulfat var tettheten av borevæsken 1,50 ved 20°C (IB). Viskositeten ved 50°C var psevdoplastisk fra omtrent 250 til 60 mPas ved skjærhastigheter på 10-100 sek"<1>. Lagringsstabiliteten for borevæsken ble evaluert på grunnlag av hvor mye olje som skilte seg ut på overflaten av blandingen ved 20 og 80°C og er fremstilt i tabell 2: The density of the emulsion was 0.89 measured at 20°C (IA). The viscosity, measured on a Bohlin CS Rheometer, was pseudoplastic. The viscosity decreased from about 120 to 25 mPas as the shear rate was increased from 10 to 100 sec"<1> at 50°C. After adding 13 g of lime and 438 g of barium sulfate, the density of the drilling fluid was 1.50 at 20°C (IB) .The viscosity at 50°C was pseudoplastic from about 250 to 60 mPas at shear rates of 10-100 sec"<1>. The storage stability of the drilling fluid was evaluated on the basis of how much oil separated on the surface of the mixture at 20 and 80°C and is presented in Table 2:

Tabell 3 viser egenskapene for borevæsken målt på et Fann Rheometer ved 80°C: Table 3 shows the properties of the drilling fluid measured on a Fann Rheometer at 80°C:

EKSEMPEL 2. Emulsjon med lavt oljeinnhold og forskjellige emulgatorer Det ble laget en serie prøver med lavt oljeinnhold for å illustrere forskjellen i emulsjonsstabilitet med forskjellige emulgatorer. Prøvene ble laget med et vektforhold mellom olje og saltløsning på 40:60 og 20:80. Oljen som ble brukt i dette eksempelet var en isopropylester med svært langkjedede fettsyrer (Jafa-ester 2000 DF) mens vannfasen var en blandet nitratløsning med tetthet 1,61. Emulsjonen ble laget til ved romtemperatur i et 1000 ml begerglass ved å bruke en turbo-mikser på 1100 rpm i 3 minutter til å dispergere saltløsningen i oljefasen. Emulgatorer med "lav molekylvekt" er Versavert PE-SE og Span 80. Molekylvekten for de 3 andre emulgatorene som ble brukt i prøve nr. 2.5, 2.6 og 2.7 ligger i området 2000-4000 og er alle illustrert i tabell 4. EXAMPLE 2. Low oil emulsion and different emulsifiers A series of low oil samples were made to illustrate the difference in emulsion stability with different emulsifiers. The samples were made with a weight ratio between oil and salt solution of 40:60 and 20:80. The oil used in this example was an isopropyl ester of very long chain fatty acids (Jafa ester 2000 DF) while the water phase was a mixed nitrate solution with a density of 1.61. The emulsion was made at room temperature in a 1000 ml beaker using a turbo mixer at 1100 rpm for 3 minutes to disperse the salt solution in the oil phase. Emulsifiers with "low molecular weight" are Versavert PE-SE and Span 80. The molecular weight of the 3 other emulsifiers used in sample no. 2.5, 2.6 and 2.7 are in the range 2000-4000 and are all illustrated in Table 4.

Undersøkelse 1 time etter blanding: Examination 1 hour after mixing:

Olje/vann-forhold 40:60: Det skilte seg forholdsvis raskt ut olje på overflaten av prøve nr. 3.1-2.4 (40:60). Emulsjonene er ikke stabile nok for viskositetsmåling. Prøve nr. 2.5-2.7 (40:60) var mer stabile. Viskositeten av emulsjonene som ble målt ved 50°C med et Bohlin CS Rheometer var newtonsk og omtrent 30 mPas ved skjærhastigheter på 10-100 sek"<1>. Oil/water ratio 40:60: Oil separated relatively quickly on the surface of sample no. 3.1-2.4 (40:60). The emulsions are not stable enough for viscosity measurement. Sample No. 2.5-2.7 (40:60) was more stable. The viscosity of the emulsions measured at 50°C with a Bohlin CS Rheometer was Newtonian and approximately 30 mPas at shear rates of 10-100 sec"<1>.

Olje/vann-forhold 20:80: Prøve nr. 2.1-2.4 (20:80) var ustabile, men det kunne gjøres en måling av viskositeten like etter blandingen. Viskositeten for disse emulsjonene var psevdoplastisk-. Viskositeten sank fra omtrent 3000 til omtrent 500 mPas da skjærhastigheten ble økt fra 10 til 1000 sek"<1> ved 50°C. Prøve nr. 2.5-2.7 (20:80) var mye mer stabile. Viskositeten ved 50°C ble funnet å være psevdoplastisk fra 250 til 100 mPas ved skjærhastigheter på 10-100 sek"<1>. Oil/water ratio 20:80: Sample No. 2.1-2.4 (20:80) was unstable, but a viscosity measurement could be made shortly after mixing. The viscosity for these emulsions was pseudoplastic-. The viscosity decreased from about 3000 to about 500 mPas as the shear rate was increased from 10 to 1000 sec"<1> at 50°C. Sample Nos. 2.5-2.7 (20:80) were much more stable. The viscosity at 50°C was found to be pseudoplastic from 250 to 100 mPas at shear rates of 10-100 sec"<1>.

Ytterligere lagring av prøvene med olje/vann-forhold 20:80: Further storage of the samples with an oil/water ratio of 20:80:

Prøve 2.1-2.4 (20:80): Nesten all oljen skilte seg ut fra emulsjonene noen timer etter blandingen. Emulsjonene som var igjen på bunnen av disse prøvene var geléaktige og vanskelige å blande med overskuddsoljen. Sample 2.1-2.4 (20:80): Almost all the oil separated from the emulsions a few hours after mixing. The emulsions left at the bottom of these samples were gelatinous and difficult to mix with the excess oil.

Prøve 2.5-2.6 (20:80): Emulsjonene var fortsatt i god stand etter 1 dags lagring ved romtemperatur. Bare en liten fraksjon av oljen skilte seg ut på overflaten av emulsjonene. En noe større andel av oljen skilte seg ut (på grunn av lavere viskositet) ved 80°C. Oljen kunne lett dispergeres igjen. Mer olje vil skille seg ut ved lengre tids lagring. Denne prosessen vil gå raskere jo høyere temperaturen er. Sample 2.5-2.6 (20:80): The emulsions were still in good condition after 1 day of storage at room temperature. Only a small fraction of the oil separated on the surface of the emulsions. A somewhat larger proportion of the oil separated (due to lower viscosity) at 80°C. The oil could easily be dispersed again. More oil will separate with longer storage. This process will go faster the higher the temperature.

Prøve 2.7 (20:80): Emulsjonen var stabil ved romtemperatur, men ikke ved 80°C. Emulsjonen vil etter noen dager ved 80°C bli brutt ned fullstendig til atskilte olje-og vannfaser. Grunnen til dette er den lave varmetoleransen for emulgatoren som brukes i dette tilfellet (en polyglyserolester). Sample 2.7 (20:80): The emulsion was stable at room temperature, but not at 80°C. After a few days at 80°C, the emulsion will be completely broken down into separate oil and water phases. The reason for this is the low heat tolerance of the emulsifier used in this case (a polyglycerol ester).

Tettheten av prøve 2.5-2.7 (20:80) var omtrent 1,37 ved 20°C. The density of sample 2.5-2.7 (20:80) was approximately 1.37 at 20°C.

EKSEMPEL 3. Emulsjoner med lavt oljeinnhold hvor oljekonsentrasjonen varieres EXAMPLE 3. Emulsions with low oil content where the oil concentration is varied

Det ble laget en serie prøver med lavt oljeinnhold. Prøvene ble fremstilt med et vektforhold mellom olje og saltløsning på 6:94 til 22:78. Oljen som ble brukt i disse prøvene var en teknisk hvitolje (Bayol 85) og vannfasen var en kalsiumnitratløsning med tetthet 1,52. Emulsjonene ble laget til ved 80°C i et 1000 ml begerglass ved å bruke en turbo-mikser på 1100 rpm i 3 minutter til å dispergere saltløsningen i oljefasen. Emulgatoren som ble brukt var Mobilad C 267, et polyisobutenylravsyrederivat med molekylvekt i området 2000-4000. Emulgatorkonsentrasjonen var 1 % av olje/saltløsning-blandingen. A series of samples with low oil content was made. The samples were prepared with a weight ratio between oil and salt solution of 6:94 to 22:78. The oil used in these tests was a technical white oil (Bayol 85) and the water phase was a calcium nitrate solution with a density of 1.52. The emulsions were made at 80°C in a 1000 ml beaker using a turbo mixer at 1100 rpm for 3 minutes to disperse the salt solution in the oil phase. The emulsifier used was Mobilad C 267, a polyisobutenyl succinic acid derivative with a molecular weight in the range of 2000-4000. The emulsifier concentration was 1% of the oil/saline mixture.

Viskositeten ble målt 1 time etter blandingen og lagringsstabiliteten for emulsjonene ble evaluert som hvor mye olje som skilte seg ut på overflaten av blandingen ved 20 og ved 80°C. Resultatene er fremstilt i tabell 5. The viscosity was measured 1 hour after mixing and the storage stability of the emulsions was evaluated as how much oil separated on the surface of the mixture at 20 and at 80°C. The results are shown in table 5.

Den utskilte oljen kunne lett dispergeres igjen. The separated oil could easily be dispersed again.

EKSEMPEL 4. Emulsjoner med lavt oljeinnhold og forskjellige saltløsninger Det ble laget en serie prøver med lavt oljeinnhold og forskjellige saltløsninger. Prøvene ble laget med et vektforhold mellom olje og saltløsning på 20:80. Oljen som ble brukt i disse prøvene var en teknisk hvitolje (Bayol 85). Vannfasen var forskjellige saltløsninger: EXAMPLE 4. Emulsions with low oil content and different salt solutions A series of samples with low oil content and different salt solutions were made. The samples were made with a weight ratio between oil and salt solution of 20:80. The oil used in these tests was a technical white oil (Bayol 85). The water phase was different salt solutions:

4.1. Ca-nitratløsning med tetthet 1,52 4.1. Ca nitrate solution with a density of 1.52

4.2. Ca-bromidløsning med tetthet 1,72 4.2. Ca bromide solution with density 1.72

4.3. Ca- og K-nitratløsning med tetthet 1,61 4.3. Ca and K nitrate solution with a density of 1.61

Emulsjonene ble laget til ved 10°C i et 1000 ml begerglass ved å bruke en turbo-mikser i 1100 rpm i 3 minutter til å dispergere saltløsningen i oljefasen. Emulgatoren som ble brukt var Mobilad C 267, et polyisobutenylravsyrederivat med molekylvekt i området 2000-4000. Emulgatorkonsentrasjonen var 1 % av blandingen av olje og saltløsning. Tettheten ble målt ved 20°C. Viskositeten ble målt 1 time etter blandingen og lagringsstabiliteten for emulsjonene ble evaluert som hvor mye olje som skilte seg ut på overflaten av blandingen ved 20 og 80°C. Resultatene er fremstilt i tabell 6: The emulsions were made at 10°C in a 1000 ml beaker using a turbo mixer at 1100 rpm for 3 minutes to disperse the salt solution in the oil phase. The emulsifier used was Mobilad C 267, a polyisobutenyl succinic acid derivative with a molecular weight in the range of 2000-4000. The emulsifier concentration was 1% of the mixture of oil and salt solution. The density was measured at 20°C. The viscosity was measured 1 hour after mixing and the storage stability of the emulsions was evaluated as how much oil separated on the surface of the mixture at 20 and 80°C. The results are presented in table 6:

Overskuddsoljen kunne lett dispergeres igjen. The excess oil could easily be dispersed again.

EKSEMPEL 5. Emulsjoner med lavt oljeinnhold og forskjellige saltløsninger Det ble laget en serie prøver med lavt oljeinnhold og forskjellige saltløsninger. Prøvene ble laget med et vektforhold mellom olje og saltløsning på 20:80. Oljen som ble brukt i disse prøvene var en alfa-olefin (Novatec B). Vannfasen var forskjellige saltløsninger: EXAMPLE 5. Emulsions with low oil content and different salt solutions A series of samples with low oil content and different salt solutions were made. The samples were made with a weight ratio between oil and salt solution of 20:80. The oil used in these tests was an alpha-olefin (Novatec B). The water phase was different salt solutions:

5.1. Ca-klorid (20 %), tetthet 1,18 målt ved 20°C 5.1. Ca chloride (20%), density 1.18 measured at 20°C

5.2. Ca-klorid (40 %), tetthet 1,40 5.2. Ca chloride (40%), density 1.40

5.3. Ca-nitrat, tetthet 1,52 5.3. Ca nitrate, density 1.52

5.4. Blandet Ca(N03)2 (32,4 %) og CaCl2 (19,5 %), tetthet 1,53 5.4. Mixed Ca(N03)2 (32.4%) and CaCl2 (19.5%), density 1.53

5.5. Blandet Ca(N03)2 (46,1 %) og KN03 (15,1 %), tetthet 1,61 5.5. Mixed Ca(N03)2 (46.1%) and KN03 (15.1%), density 1.61

5.6. Blandet Ca(N03)2 (40 %) og CaCl2 (18,9 %), tetthet 1,62 5.6. Mixed Ca(N03)2 (40%) and CaCl2 (18.9%), density 1.62

5.7. Blandet Ca(N03)2 (31,2 %), NaBr (10,6 %) og CaBr2 (15,5 %), 1,63 5.7. Mixed Ca(N03)2 (31.2%), NaBr (10.6%) and CaBr2 (15.5%), 1.63

5.8. Ca-bromid, tetthet 1,72 5.8. Ca bromide, density 1.72

5.9. Ca-formiat, tetthet 1,58 5.9. Ca formate, density 1.58

Emulsjonene ble laget til ved romtemperatur i et 1000 ml begerglass ved å bruke en turbo-mikser på 1100 rpm i 3 minutter til å dispergere saltløsningen i oljefasen. Emulgatoren som ble brukt var MBQ Anfomul 2500, et polyisobutenylravsyrederivat med molekylvekt i området 2000-4000. Emulgatorkonsentrasjonen (aktivt stoff) var 0,7 % av olje/saltløsning-blandingen. Med i oppskriften var også 1 % bentonitt (Bentone 128). Bentonitten ble tilsatt i løpet av en ekstra blandetid på 5 minutter. The emulsions were made at room temperature in a 1000 ml beaker using a turbo mixer at 1100 rpm for 3 minutes to disperse the salt solution in the oil phase. The emulsifier used was MBQ Anfomul 2500, a polyisobutenyl succinic acid derivative with a molecular weight in the range 2000-4000. The emulsifier concentration (active substance) was 0.7% of the oil/saline mixture. The recipe also included 1% bentonite (Bentone 128). The bentonite was added during an additional mixing time of 5 minutes.

Tettheten og viskositeten ble målt 1 time etter blandingen og er fremstilt i tabell 7: The density and viscosity were measured 1 hour after mixing and are shown in table 7:

Som i de andre eksemplene skilte det seg ut en liten fraksjon av oljen på overflaten av emulsjonen. En litt større del av oljen skilte seg ut ved 80°C enn ved 20°C. Overskuddsoljen kunne lett dispergeres igjen. Mer olje vil skille seg ut ved videre lagring. Hastigheten for utskilling av overskuddsolje vil avhenge av viskositeten for emulsjonen og forskjellen i tetthet mellom oljen og vannfasen. As in the other examples, a small fraction of the oil separated out on the surface of the emulsion. A slightly larger part of the oil separated at 80°C than at 20°C. The excess oil could easily be dispersed again. More oil will separate with further storage. The rate of separation of excess oil will depend on the viscosity of the emulsion and the difference in density between the oil and the water phase.

EKSEMPEL 6. Emulsjon med lavt oljeinnhold og tetthet 1,5 EXAMPLE 6. Emulsion with low oil content and density 1.5

Det ble fremstilt en oljebasert borevæske basert på en emulsjon hvor vektforholdet mellom olje og saltløsning var omtrent 18:82 med den følgende sammensetningen: 108 g alfa-olefin (Novatec B), 9,6 g av emulgatoren MBQ Amfomul 2500, 482,4 g av en kalsiumnitratløsning med tetthet 1,52, 1 g Versavert F, 1 g Versamod, 2 g Bentone 128, 0,5 g kalk og 145 g bariumsulfat. Emulgatoren ble løst i olje ved omrøring i lav hastighet. Deretter ble emulsjonen laget til ved 50°C i et 1000 ml begerglass med en turbo-mikser på 2000 rpm. Den totale blandetiden var omtrent 16 minutter. An oil-based drilling fluid was produced based on an emulsion where the weight ratio between oil and salt solution was approximately 18:82 with the following composition: 108 g alpha-olefin (Novatec B), 9.6 g of the emulsifier MBQ Amfomul 2500, 482.4 g of a calcium nitrate solution with a density of 1.52, 1 g Versavert F, 1 g Versamod, 2 g Bentone 128, 0.5 g lime and 145 g barium sulfate. The emulsifier was dissolved in oil by stirring at low speed. The emulsion was then made at 50°C in a 1000 ml beaker with a turbo mixer at 2000 rpm. The total mixing time was approximately 16 minutes.

Denne borevæsken inneholder 19,5 vektprosent av vektstoffet (bariumsulfat). Tettheten var 1,49 ved 20°C. This drilling fluid contains 19.5 percent by weight of the weight substance (barium sulfate). The density was 1.49 at 20°C.

Tabell 8 nedenfor viser egenskaper for borevæsken målt på et Fann Rheometer ved 80°C: Table 8 below shows properties of the drilling fluid measured on a Fann Rheometer at 80°C:

Claims

1. A well fluid in the form of a water-in-oil emulsion containing oil, a salt solution and emulsifier where the ratio between oil and salt solution based on weight is between 10:90 and 30:70, the emulsifier has a high molecular weight in the range from 500 up to 5000 and with an HLB balance from 2 up to 8, and where the emulsifier concentration is 0.2-5.0% by weight of the mixture of oil and salt solution, characterized in that the aqueous phase is a concentrated mixture of a nitrate optionally in mixture with nitrite, chloride, bromide, formate or mixtures thereof.

2. Well fluid according to claim 1, characterized in that the concentrated mixture of the nitrate is present in an amount from 31.2% to 61.2% of the weight of salt solution.

3. Well fluid according to claim 1 or 2, characterized in that the emulsifier concentration is 0.4-3.0% by weight of the mixture of oil and salt solution.

4. Well fluid according to claim 1, 2 or 3, characterized in that the emulsifier is a polyalkylene glycol where the hydrophobic parts consist of a large oligomer of alpha-olefins, the hydrophilic part is a polyethylene glycol sequence.

5. Well fluid according to claim 1, characterized in that the lowest ratio between oil and salt solution is 15:85.

6. Well fluid according to claim 1, characterized in that the aqueous phase is a concentrated solution of a nitrate compound selected from the group consisting of alkali metal, alkaline earth metal or ammonium nitrates, and hydrates, complexes or mixtures thereof.

7. Well fluid according to any one of the preceding claims, characterized in that the oil phase is a liquid based on mineral oil, an olefin, alkane or ester.

8. Well fluid according to claim 7, characterized in that the oil phase is an ester of long-chain fatty acids.

9. Well fluid according to any one of the preceding claims, characterized in that the fluid contains suitable wetting agents, viscosity regulating agents, weighting materials and filter loss additives, which are used to achieve desired properties with respect to stability, rheology, filter loss control, density, etc.

10. Well fluid according to claim 1, characterized in that it contains an ester of a long-chain fatty acid, a concentrated solution of nitrate compounds or mixtures of nitrate, chloride or bromide, 0.4-3.0% by weight of an emulsifier, and where the weight ratio between oil and salt solution is between 20: 80 and 30:70 and where the liquid, if necessary, contains suitable wetting agents, viscosity regulating agents, weighting materials and filter loss additives.