NO324644B1

NO324644B1 - Drilling fluid, manufacturing material and use thereof

Info

Publication number: NO324644B1
Application number: NO19970228A
Authority: NO
Inventors: Dave Ballard; Christopher Alan Sawdon
Original assignee: Mi Llc
Priority date: 1996-01-18
Filing date: 1997-01-17
Publication date: 2007-11-26
Also published as: NO970228D0; NO970228L

Description

Denne oppfinnelsen angår borevæsker for anvendelse i olje- og gassletingen og produksjonsindustrier og omfatter væsker anvendt for boring, klargjøring for produksjon (completion), arbeid i en brønn (workover) eller sammenpakking (packing) av brønner. Oppfinnelsen angår spesielt en emulsjonsborevæske hvor den kontinuerlige væskefasen består av en vann-ublandbar oljeholdig væske og hvor emulgatoren innbefatter en kombinasjon av et alkoksylert overflateaktivt stoff og et overflateaktivt stoff av anionisk sulfonat. Denne kombinasjonen av stoffer har vist seg å tilveiebringe stabile oljekontinuerlige emulsjoner når den hydrofile fasen er av lav vannaktivitet, og å tillate emulsjonen å destabilisere eller å "flippe" lett ved tilsetningen av vann av lav salinitet i en mengde tilstrekkelig til betydelig å øke vannfasens vannaktivitet. This invention relates to drilling fluids for use in the oil and gas exploration and production industries and includes fluids used for drilling, preparation for production (completion), work in a well (workover) or packing of wells. The invention relates in particular to an emulsion drilling fluid where the continuous liquid phase consists of a water-immiscible oily liquid and where the emulsifier includes a combination of an alkylated surfactant and an anionic sulfonate surfactant. This combination of substances has been found to provide stable oil-continuous emulsions when the hydrophilic phase is of low water activity, and to allow the emulsion to destabilize or "flip" easily upon the addition of water of low salinity in an amount sufficient to significantly increase the water activity of the aqueous phase .

En borebrønn bores ved å feste til bunnen av et borerørstykke et skjærestykke (cutting bit) som roteres enten ved bruk av en kraftkilde på overflaten som påfører en roterende bevegelse til toppenden av borerøret eller ved bruk av en turbinmotor som drives av sirkulerende væske i borehullet. A borehole is drilled by attaching to the bottom of a piece of drill pipe a cutting bit which is rotated either by using a power source on the surface which applies a rotary motion to the top end of the drill pipe or by using a turbine engine driven by circulating fluid in the borehole.

I begge tilfeller er det nødvendig med en borevæske for å fjerne borekaks fra rundt skjærestykket og transportere borekaks til overflaten for separering og fjerning. Borevæsken kjøler også skjærestykket og smører både skjærestykket og borerøret, og således reduseres friksjon. In both cases, a drilling fluid is required to remove cuttings from around the bit and transport the cuttings to the surface for separation and removal. The drilling fluid also cools the bit and lubricates both the bit and the drill pipe, thus reducing friction.

Som borevæske er det i mange tilfeller mulig å anvende en enkel blanding innbefattende vann og en smektittleire som øker viskositeten av væsken med det formålet å suspendere og transportere borekaks. Det er imidlertid ofte nødvendig å bore et borehull gjennom geologiske formasjoner hvor bestanddelsmaterialene sveller eller brytes ned ved kontakt med vann. I slike tilfeller anvendes en oljebasert borevæske, dvs. en væske hvor væskefasen består av olje, eller av vann-i-olje emulsjoner som er kjent på området som "inverte" emulsjonsvæsker. As drilling fluid, it is in many cases possible to use a simple mixture including water and a smectite clay that increases the viscosity of the fluid with the purpose of suspending and transporting drilling cuttings. However, it is often necessary to drill a borehole through geological formations where the constituent materials swell or break down on contact with water. In such cases, an oil-based drilling fluid is used, i.e. a fluid where the liquid phase consists of oil, or of water-in-oil emulsions which are known in the field as "inverted" emulsion fluids.

Slike oljebaserte borevæsker unngår hydratiseringsproblemer forårsaket av vann som er i kontakt med leirskifer eller saltformasjoner. De er også fordelaktige sammenlignet med vannbaserte væsker ved at de gir økt smøring av borerøret og høy stabilitet ved høye temperaturer. Such oil-based drilling fluids avoid hydration problems caused by water in contact with shale or salt formations. They are also advantageous compared to water-based fluids in that they provide increased lubrication of the drill pipe and high stability at high temperatures.

Opprinnelig ble det i slike oljebaserte borevæsker anvendt dieselbrennstoff eller andre lignende petroleumsfraksjoner som oljefase. Disse inneholder imidlertid relativt høye andeler av aromatiske hydrokarboner og andre forbindelser som er toksiske for det marine miljøet. Originally, diesel fuel or other similar petroleum fractions were used as the oil phase in such oil-based drilling fluids. However, these contain relatively high proportions of aromatic hydrocarbons and other compounds that are toxic to the marine environment.

I den senere tid har høy raffinerte lavaromatiske mineraloljer blitt anvendt. Disse er av mye lavere toksisitet enn dieselbrennstoff. Forskjellige miljømyndigheter tillot derfor utslipp til sjøs av borekaks kontaminert med mineraloljebaserte borevæsker av "lav toksisitet". In recent times, highly refined low aromatic mineral oils have been used. These are of much lower toxicity than diesel fuel. Various environmental authorities therefore allowed the discharge at sea of cuttings contaminated with mineral oil-based drilling fluids of "low toxicity".

Mange steder offshore har imidlertid dette forårsaket at sjøbunnen er helt dekket av hauger av borekaks hvor den raffinerte mineraloljen i betydelig grad ikke er brutt ned biologisk, spesielt under anaerobe betingelser som eksisterer i en haug av borekaks. In many places offshore, however, this has caused the seabed to be completely covered by piles of drilling cuttings where the refined mineral oil has not been biologically broken down to a significant extent, especially under the anaerobic conditions that exist in a pile of drilling cuttings.

Dette har ført til strengere reguleringer for konsentrasjonen av mineraloljer som kan slippes ut med borekaks. Pariskonvensjonen (Annex A, Part 1) begrenser også i økende grad anvendelsen i borevæsker av "oljer som stammer fra petroleum" ved utslipp av borekaks til sjøen. This has led to stricter regulations for the concentration of mineral oils that can be discharged with drilling cuttings. The Paris Convention (Annex A, Part 1) also increasingly restricts the use in drilling fluids of "oils derived from petroleum" when drilling cuttings are discharged into the sea.

Til nå har det i tidligere kjente inverte emulsjonsborevæsker generelt vært anvendt ioniske emulgatorer, f. eks kalsiumsaltene av fettsyrer så som oleinsyre, alkylimidazoliner og alkylamidoaminer og deres derivater. Disse gir stabile vann-i-olje emulsjoner ved enhver salinitet. Enkel vannvasking av borekaks belagt med slike væsker resulterer i at økende mengder av vaskevannet emulgeres inn i borevæsken, noe som gir en økning i viskositet av borevæsken til en slamlignende konsistens, og veldig lite dispersjon av oljen i vaskevannet. Until now, ionic emulsifiers have generally been used in previously known inverse emulsion drilling fluids, e.g. the calcium salts of fatty acids such as oleic acid, alkylimidazolines and alkylamidoamines and their derivatives. These provide stable water-in-oil emulsions at any salinity. Simple water washing of drilling cuttings coated with such fluids results in increasing amounts of the washing water being emulsified into the drilling fluid, which gives an increase in the viscosity of the drilling fluid to a mud-like consistency, and very little dispersion of the oil in the washing water.

Det er derfor en hensikt med den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe en borevæske som overkommer de ovennevnte ulempene. Denne hensikten er oppnådd med foreliggende oppfinnelse kjennetegnet ved de vedlagde krav. It is therefore an aim of the present invention to provide a drilling fluid which overcomes the above-mentioned disadvantages. This purpose has been achieved with the present invention characterized by the appended claims.

Ifølge en første side av den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes det en stabil invert emulsjonsborevæske hvor den emulgerte hydrofile dispersjonsfasen har en vannaktivitet mindre enn 0,90, karakterisert ved at emulgatoren innbefatter, i kombinasjon, et ikke-ionisk alkoksylert overflateaktivt stoff og et overflateaktivt stoff av anionisk sulfonat. According to a first aspect of the present invention, a stable invert emulsion drilling fluid is provided where the emulsified hydrophilic dispersion phase has a water activity of less than 0.90, characterized in that the emulsifier includes, in combination, a non-ionic alkylated surfactant and an anionic surfactant sulfonate.

Det er overraskende at kombinasjonen av et ikke-ionisk alkoksylert overflateaktivt stoff og et overflateaktivt stoff av anionisk sulfonat gir en stabil invert emulsjon, fordi ingen av disse stoffene, når de brukes hver for seg, er i stand til å produsere en sådan effekt. Det er også overraskende at den stabile inverte emulsjon ifølge oppfinnelsen raskt og fullstendig vil destabilisere og dispergere ved enkel blanding med vann av lav salinitet. It is surprising that the combination of a nonionic alkylated surfactant and an anionic sulfonate surfactant produces a stable invert emulsion, because neither of these substances, when used alone, is capable of producing such an effect. It is also surprising that the stable inverted emulsion according to the invention will quickly and completely destabilize and disperse upon simple mixing with water of low salinity.

Borevæsken ifølge den foreliggende oppfinnelsen tillater en betydelig reduksjon i konsentrasjonen av den oljeholdige fasen på borekaks som slippes ut i naturen. Denne fordelen oppnås fordi borevæsken ifølge denne oppfinnelsen har den iboende egenskapen at den vann-ublandbare komponenten lett og nesten fullstendig kan fjernes fra borekaks ved en enkel vannvaskeprosess. Denne "vaskbarhefegenskapen gis til borevæsken ifølge oppfinnelsen ved å anvende en emulgator som er en kombinasjon av en alkoksylert ikke-ionisk emulgator og et anionisk overflateaktivt stoff. Denne kombinasjonen av komponenter muliggjør dannelse av en stabil saltlake-i-olje "invert" emulsjon når den hydrofile fasen (eller saltlakefasen) har en vannaktivitet (Aw) på under 0,90, f. eks. når saltkonsentrasjonen av saltlakefasen er over 10% w/w CaCh eller ca. 14,5% w/w NaCl. Hvis vannaktiviteten av den vandige fasen av emulsjonen imidlertid heves over 0,9, og fortrinnsvis over 0,95, destabiliserer den inverte emulsjonen raskt og "flipper" ved å produsere en dispersjon av oljefasen i det tilsatte vannet. Dette kan oppnås ved å blande den inverte emulsjonen (f. eks. belegning av overflaten av et borekaks) med en vannmengde av lav salinitet (så som sjøvann eller ferskvann). Dette bidrar med å lette fjerningen av den oljeholdige fasen fra borekaks. The drilling fluid according to the present invention allows a significant reduction in the concentration of the oily phase on drilling cuttings that is released into nature. This advantage is achieved because the drilling fluid according to this invention has the inherent property that the water-immiscible component can be easily and almost completely removed from drilling cuttings by a simple water washing process. This "washability" property is imparted to the drilling fluid of the invention by using an emulsifier which is a combination of an alkylated non-ionic emulsifier and an anionic surfactant. This combination of components enables the formation of a stable brine-in-oil "invert" emulsion when the hydrophilic phase (or brine phase) has a water activity (Aw) of less than 0.90, eg when the salt concentration of the brine phase is above 10% w/w CaCh or about 14.5% w/w NaCl. If the water activity of the however, if the aqueous phase of the emulsion is raised above 0.9, and preferably above 0.95, the invert emulsion rapidly destabilizes and "flips" by producing a dispersion of the oil phase in the added water. This can be achieved by mixing the invert emulsion (f .eg coating the surface of a cuttings) with a quantity of water of low salinity (such as seawater or fresh water). This helps to facilitate the removal of the oily phase from the cuttings.

Enhver vann-ublandbar oljeholdig væske kan brukes i borevæsken ifølge oppfinnelsen så lenge deri er i stand til å danne en invert emulsjon. Ikke-begrensende eksempler på passende oljer er mineraloljer, a-olefiner og modifiserte vegetabilske oljederivater. Any water-immiscible oily liquid can be used in the drilling fluid according to the invention as long as it is capable of forming an invert emulsion. Non-limiting examples of suitable oils are mineral oils, α-olefins and modified vegetable oil derivatives.

Den inverte emulsjon kan blandes med vann av lav salinitet før deponering, eller kan blandes med vann av lav salinitet under deponeringen, som f.eks. ved dumping av væsken i en vannmasse, for eksempel i sjøen. The inverted emulsion can be mixed with water of low salinity before deposition, or can be mixed with water of low salinity during deposition, such as e.g. by dumping the liquid in a body of water, for example in the sea.

Den alkoksylerte ikke-ioniske emulgatoren har fortrinnsvis en effektiv hydrofil-lypofil balanse (HLB) som ikke er mer enn 12, nærmere foretrukket mindre enn 10. Fortrinnsvis er HLB minst 6. Den alkoksylerte ikke-ioniske emulgatoren har fortrinnsvis et tåkepunkt på ikke mer enn 30°C. The alkylated nonionic emulsifier preferably has an effective hydrophilic-lipophilic balance (HLB) of no more than 12, more preferably less than 10. Preferably the HLB is at least 6. The alkylated nonionic emulsifier preferably has a cloud point of no more than 30°C.

Den ikke-ioniske emulgatoren inneholder fortrinnsvis hydrofobe grupper på ikke mindre enn 10 karbonatomer, nærmere foretrukket ikke mindre enn 12 karbonatomer. The non-ionic emulsifier preferably contains hydrophobic groups of not less than 10 carbon atoms, more preferably not less than 12 carbon atoms.

En blanding av alkoksylerte ikke-ioniske emulgatorer kan anvendes. A mixture of alkoxylated non-ionic emulsifiers can be used.

De alkoksylerte ikke-ioniske overflateaktive stoffene anvendt i denne oppfinnelsen refereres noen ganger til som overflateaktive stoffer av polyoksyalkylen. Antallet av alkylenoksid enheter i polyoksyalkylenkjeden eller hver av polyoksyalkylenkj edene av det overflateaktive stoffet, er fortrinnsvis 1-10. The alkoxylated nonionic surfactants used in this invention are sometimes referred to as polyoxyalkylene surfactants. The number of alkylene oxide units in the polyoxyalkylene chain or each of the polyoxyalkylene chains of the surfactant is preferably 1-10.

Alkylenoksidenheten er nærmere foretrukket et etylenoksid, og i dette tilfelle kan den beskrives som et overflateaktivt stoff av polyoksyetylen, men kan alternativt være en propylenoksidenhet. Overflateaktive stoffer hvor polyoksyalkylenkjeden er en kombinasjon av to forskjellige alkylenoksidenheter (f.eks. etylenoksid- og propylenoksidenheter) er også operative. The alkylene oxide unit is more preferably an ethylene oxide, and in this case it can be described as a surfactant of polyoxyethylene, but can alternatively be a propylene oxide unit. Surfactants where the polyoxyalkylene chain is a combination of two different alkylene oxide units (eg, ethylene oxide and propylene oxide units) are also operative.

Den ikke-ioniske emulgatoren kan velges fra gruppen bestående av alkohol-etoksylater, alkylfenoletoksylater, fettsyreestere av poletylenglykoler, etoksylerte sorbitanestere, ikke-ioniske polyesteroverflateaktive stoffer inneholdende poly (etylenoksid) grupper omfattende delvis eller fullstendig propoksylerte varianter av disse molekylene. The nonionic emulsifier can be selected from the group consisting of alcohol ethoxylates, alkylphenol ethoxylates, fatty acid esters of polyethylene glycols, ethoxylated sorbitan esters, nonionic polyester surfactants containing poly(ethylene oxide) groups comprising partially or fully propoxylated variants of these molecules.

Det overflateaktive stoffet av anioniske sulfonat anvendt i oppfinnelsen innbefatter en sulfonatgruppe, -SO3M, som kan være festet direkte til en alkyl, aryl eller alkylaryl eller a-olefin hydrofob, fortrinnsvis inneholdende mellom 10 og 22 karbonatomer. Alternativt kan den hydrofobe delen festes til sulfonatgruppen via en ester, amid eller eterbinding. For eksempel er sulfonater innbefattende en amidbinding adskilt fra sulfonatgruppen med en etylenandel foretrukket i den foreliggende oppfinnelsen. Slike forbindelser er kjent som taurater. En særlig gruppe av taurater er de med den følgende formelen: The surfactant of anionic sulfonates used in the invention includes a sulfonate group, -SO3M, which can be attached directly to an alkyl, aryl or alkylaryl or α-olefin hydrophobic, preferably containing between 10 and 22 carbon atoms. Alternatively, the hydrophobic part can be attached to the sulfonate group via an ester, amide or ether bond. For example, sulfonates including an amide bond separated from the sulfonate group by an ethylene moiety are preferred in the present invention. Such compounds are known as taurates. A special group of taurates are those with the following formula:

hvor R er C10-C22 hydrofoben. where R is the C10-C22 hydrophobic.

Den totale mengden av emulgatorer som er tilstede i borevæsken er i området 0,5-10 vekt% av borevæsken. The total amount of emulsifiers present in the drilling fluid is in the range of 0.5-10% by weight of the drilling fluid.

Andre additiver i borevæsken omfatter andre overflateaktive stoffer, viskosi-tetsøkende midler så som organiske leirer og polymerer, filtreringskontrollmidlér så som Gilsonite(<TM>) og organisk modifisert lignitt, tetthetsøkende midler (eller vekt-midler) så som pulveriserte baritter eller hematitt eller kalsiumkarbonat, eller andre borevæskeadditiver kjent for fagmenn på området. Other additives in the drilling fluid include other surfactants, viscosity increasing agents such as organic clays and polymers, filtration control agents such as Gilsonite(<TM>) and organically modified lignite, density increasing agents (or weighting agents) such as powdered barites or hematite or calcium carbonate , or other drilling fluid additives known to those skilled in the art.

Den emulgerte vannfasen av borevæsken kan inneholde oppløste salter så som alkalimetall-halogenider (f.eks. natriumklorid), jordalkalimetallhalogenider så som kalsiumklorid, eller andre vannoppløselige organiske forbindelser eller salter for den hensikt å justere vannaktiviteten av den dispergerte væskefasen til mindre enn 0,90. The emulsified water phase of the drilling fluid may contain dissolved salts such as alkali metal halides (eg, sodium chloride), alkaline earth metal halides such as calcium chloride, or other water-soluble organic compounds or salts for the purpose of adjusting the water activity of the dispersed liquid phase to less than 0.90 .

Fortrinnsvis er den emulgerte hydrofile fasen av borevæsken som er tilstede fra 0,5 til 70 volum% av borevæsken. Preferably, the emulsified hydrophilic phase of the drilling fluid is present from 0.5 to 70% by volume of the drilling fluid.

Ifølge en annen side av den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes en fremgangsmåte for boring av en brønn, hvor borevæsken er en borevæske ifølge den første siden av denne oppfinnelsen. According to another aspect of the present invention, a method for drilling a well is provided, where the drilling fluid is a drilling fluid according to the first aspect of this invention.

Borekaksen som genereres i borefremgangsmåten ifølge oppfinnelsen skilles fra borevæsken og vaskes så med vaskevann inntil emulsjonen destabiliserer. Alternativt dumpes de avskilte borekaksene inn i eller på annen måte bringes i kontakt med en vannmasse som vil destabilisere emulsjonen. Vaskevannet har typisk en vannfase av lav salinitet, og kan således ha en vannaktivitet større enn 0,9, og fortrinnsvis større enn 0,95 (sjøvann har en vannaktivitet på mellom 0,97 og 0,98). Det vaskede borekaks kan så deponeres, i alt vesentlig fri for kontaminerende olj ekomponenter. The cuttings generated in the drilling method according to the invention are separated from the drilling fluid and then washed with washing water until the emulsion destabilizes. Alternatively, the separated drill cuttings are dumped into or otherwise brought into contact with a body of water which will destabilize the emulsion. The washing water typically has a water phase of low salinity, and can thus have a water activity greater than 0.9, and preferably greater than 0.95 (seawater has a water activity of between 0.97 and 0.98). The washed drilling cuttings can then be deposited, essentially free of contaminating oil components.

Borekaks kan skilles fra borevæsken på konvensjonelle måter så som vibrerende sikter, hydrosykloner og sentrifuger. På dette trinnet vil avskilt borekaks normalt belegges med 10-20 vekt% av borevæsken. Borekaks kan så føres til en sekundær anordning hvor de vaskes med en vannfase av lav salinitet så som ferskvann eller sjøvann. Den sekundære anordningen kan f.eks. være en separat vibrerende sikt utstyrt med spray stenger som gir multippel vannjet for å støte imot sjiktet av oljeholdig borekaks når den går over sikten. I kraft av den raske destabiliseringen av den vedhengende borevæsken ved kontakt med vaskevannet, fjernes lett mesteparten av overflateborevæsken og passerer gjennom sikten, og tillater utslipp av renset borekaks. Dette utslippet kan være til sjøen i offshore- boring, eller borekaksen kan spres over overflaten av bakken ("landbasert") i onshore operasjoner. I begge tilfeller tillater reduksjonen i konsentrasjonen av den oljeholdige fasen mye raskere biologisk nedbrytning av oljen, og forbedret utvinning av sjøbunnen eller bakken til et renset naturlig økosystem. Ved anvendelse av denne oppfinnelsen er det mulig å fjerne ca. 90% av oljen ved vannvaskingsprosessen som resulterer i ca. en tidoblet reduksjon i organisk belastningen av uttømmet borekaks. Drilling cuttings can be separated from the drilling fluid by conventional means such as vibrating screens, hydrocyclones and centrifuges. At this stage, separated drilling cuttings will normally be coated with 10-20% by weight of the drilling fluid. Drilling cuttings can then be taken to a secondary device where they are washed with a water phase of low salinity such as fresh water or sea water. The secondary device can e.g. be a separate vibrating screen equipped with spray bars that provide multiple water jets to impinge on the layer of oily cuttings as it passes over the screen. By virtue of the rapid destabilization of the adhering drilling fluid upon contact with the wash water, most of the surface drilling fluid is easily removed and passes through the screen, allowing the discharge of cleaned cuttings. This discharge can be to the sea in offshore drilling, or the cuttings can be spread over the surface of the ground ("land-based") in onshore operations. In both cases, the reduction in the concentration of the oily phase allows for much faster biodegradation of the oil, and improved recovery of the seabed or ground into a purified natural ecosystem. By using this invention, it is possible to remove approx. 90% of the oil by the water washing process which results in approx. a tenfold reduction in the organic load of exhausted drilling cuttings.

Vaskevannet kan evt. inneholde andre additiver eller salter så som kaliumklorid, for å minimalisere oppbrytningen av borekaks ved kontakt med vann. Vaskevannet er imidlertid fortrinnsvis av en vannaktivitet større enn 0,95. Andre valgfrie additiver til vaskevannet kan omfatte koagulasjonsmidler for å tillate en lettere separasjon av oljen, vannet og faststoffene fra det anvendte vaskevannet eller mindre mengder av vaskemidler for å øke vaskeprosessen. The wash water may contain other additives or salts such as potassium chloride, to minimize the breakdown of drilling cuttings when in contact with water. However, the washing water is preferably of a water activity greater than 0.95. Other optional additives to the wash water may include coagulants to allow easier separation of the oil, water and solids from the used wash water or smaller amounts of detergents to speed up the wash process.

Etter vasking av borekaks vil vaskevannet inneholde en dispersjon av oljen og faststoff-faser av borevæsken, pluss noe av de mindre borekaks som kan ha passert gjennom sikten. Mesteparten av faststoffene og oljen kan bli avskilt fra vaskevannet ved f.eks. sentrifugering. De fine faststoffene vil utslippes på lignende måte som borekaksen, og oljefasen returneres til borevæsken. Vaskevannet, som er betydelig fri for olje, kan straks slippes ut i naturen, eller fortrinnsvis resirkuleres til vaskeprosessen. Ved gjentatt resirkulering, vil vaskevannet akkumulere til et nivå av salter eller et annet vannaktivitetnedsenkende middel fra borevæsken som er tilstrekkelig til å senke vannaktiviteten til et punkt hvor vaskingen blir mindre effektiv. Ved dette trinnet kan vaskevannet etterfylles med tilførsel av ferskvann. After washing the cuttings, the wash water will contain a dispersion of the oil and solid phases of the drilling fluid, plus some of the smaller cuttings that may have passed through the sieve. Most of the solids and oil can be separated from the wash water by e.g. centrifugation. The fine solids will be discharged in a similar way to the drilling cuttings, and the oil phase will be returned to the drilling fluid. The wash water, which is significantly free of oil, can be immediately discharged into nature, or preferably recycled for the washing process. With repeated recirculation, the wash water will accumulate to a level of salts or another water activity depressant from the drilling fluid sufficient to lower the water activity to a point where the wash becomes less effective. At this stage, the washing water can be topped up with a supply of fresh water.

Et valg når man driver med boring offshore er å slippe ut borekaks, belagt med borevæsken ifølge denne oppfinnelsen, direkte til sjøen uten forutgående vasking. Ved kontakt med sjøvann, vil mye av borevæsken vaskes av og dispergere i sjøen før borekaksen sedimenteres oppå sjøbunnen. Dette er i motsetning til konvensjonelle oljebaserte mudder som ikke vil dispergere ved kontakt med sjøvannet, noe som fører til høye organiske lastinger på sjøbunnen. One option when drilling offshore is to discharge cuttings, coated with the drilling fluid according to this invention, directly into the sea without prior washing. In contact with seawater, much of the drilling fluid will be washed off and dispersed in the sea before the drill cuttings are sedimented on top of the seabed. This is in contrast to conventional oil-based muds which will not disperse on contact with seawater, leading to high organic loadings on the seabed.

Ifølge en tredje side av den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes det anvendelsen, for klargjøring for produksjon (completion), arbeid i en brønn (workover) eller sammenpakking av et borehull (packing), av en stabil invert emulsjonsborevæske hvor den emulgerte hydrofile dispersjonsfasen har en vannaktivitet mindre enn 0,90, karakterisert ved at emulgatoren innbefatter, i kombinasjon, et ikke-ionisk alkoksylert overflateaktivt stoff og et overflateaktivt stoff av anionisk sulfonat. According to a third aspect of the present invention, there is provided the use, for preparation for production (completion), work in a well (workover) or packing of a borehole (packing), of a stable invert emulsion drilling fluid where the emulsified hydrophilic dispersion phase has a water activity less than 0.90, characterized in that the emulsifier includes, in combination, a nonionic alkylated surfactant and an anionic sulfonate surfactant.

Ifølge en fjerde side av den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes det.en fremgangsmåte for boring av en brønn, hvor borevæsken er en saltlake-i-olje-emulsjon som er stabil hvis vannet har en vannaktivitet under 0,90 men "flipper" for å produsere en dispersjon av oljefasen når vannaktiviteten heves over 0,90. Denne siden av oppfinnelsen innbefatter også en borevæske som er en saltlake-i-olje emulsjon som er stabil hvis vannet har en vannaktivitet under 0,90 men "flipper" for å produsere en dispersjon av oljefasen når vannaktiviteten heves over 0,90. Borevæsken kan også anvendes i klargjøring for produksjon, arbeid i en brønn eller sammenpakking av et borehull. According to a fourth aspect of the present invention, there is provided a method of drilling a well, wherein the drilling fluid is a brine-in-oil emulsion which is stable if the water has a water activity below 0.90 but "flips" to produce a dispersion of the oil phase when the water activity is raised above 0.90. This aspect of the invention also includes a drilling fluid which is a brine-in-oil emulsion which is stable if the water has a water activity below 0.90 but "flips" to produce a dispersion of the oil phase when the water activity is raised above 0.90. The drilling fluid can also be used in preparation for production, work in a well or compaction of a borehole.

Oppfinnelsen vil nå illustreres under henvisning til eksemplene. The invention will now be illustrated with reference to the examples.

I disse eksemplene ble borevæskeegenskapene testet i henhold til API RP 13B-2 1990. In these examples, the drilling fluid properties were tested according to API RP 13B-2 1990.

De følgende forkortelser anvendes: The following abbreviations are used:

ES Elektrisk stabilitet av en emulsjon (volt). ES Electrical stability of an emulsion (volts).

Et høyt tall antyder en høy emulsjonsstabilitet. A high number suggests a high emulsion stability.

HTHP FL Høy temperatur og høyt trykk fluidtap. Et mål for graden av filtrering av en borevæske gjennom et filterpapir under HTHP- HTHP FL High temperature and high pressure fluid loss. A measure of the degree of filtration of a drilling fluid through a filter paper during HTHP-

betingelser. Resultater i ml. filtrat. Lave filtratvolumer anses generelt som fordelaktige. conditions. Results in ml. filtrate. Low filtrate volumes are generally considered advantageous.

Eksempel 1 ( sammenligning') Example 1 (comparison')

En borevæske som produserte en ustabil emulsjon ble fremstilt ved å blande det følgende i rekkefølge i en Hamilton Beach blander. Denne formulering tilsvarer en borevæske med en vannaktivitet på 0,85 og et olje:vann forhold på 60:40. A drilling fluid which produced an unstable emulsion was prepared by sequentially mixing the following in a Hamilton Beach mixer. This formulation corresponds to a drilling fluid with a water activity of 0.85 and an oil:water ratio of 60:40.

158,6 ml Clairsol 350 MHF 158.6 ml Clairsol 350 MHF

10 g Alkoholetoksylat (cetyl/stearyl alkylgruppe, 5 mol etylenoksid 10 g Alcohol ethoxylate (cetyl/stearyl alkyl group, 5 mol ethylene oxide

Tg Kalk Tg Kalk

Tg VISTONE Tg VISTONE

2~g INTERDRILL S 2~g INTERDRILL S

Tg TRUFLO 100 Tg TRUFLO 100

27,4 g Natriumklorid 27.4 g Sodium chloride

114,3 ml Vann 114.3 ml Water

220,1 g Baritt 220.1 g Barite

Clairsol 350 MHF er en mineralolje, VISTONE er en viskositetsøker av organoleire, og INTERDRILL S og TRUFLO 100 er fluidtap-additiver. Clairsol 350 MHF is a mineral oil, VISTONE is an organoclay viscosity increaser, and INTERDRILL S and TRUFLO 100 are fluid loss additives.

Væsken etter blanding og før varmevalsing hadde en ES på 92 volt. The liquid after mixing and before hot rolling had an ES of 92 volts.

Etter aldring hadde faststoffene i væsken falt til bunnen av aldringscellen og ble fuktet med vann. Dette viser at emulsjonen er blitt ødelagt ved varmevalsings-prosessen som er en uakseptabel karakteristikk for en oljebasert væske. Det er standard praksis igjen å røre prøven i fem minutter i en Hamilton Beach blander etter varmevalsing. Etter røring var ES 100 og HTHP FL var 25 ml. After aging, the solids in the liquid had fallen to the bottom of the aging cell and were wetted with water. This shows that the emulsion has been destroyed by the hot rolling process, which is an unacceptable characteristic for an oil-based liquid. It is standard practice again to stir the sample for five minutes in a Hamilton Beach mixer after hot rolling. After stirring, the ES was 100 and the HTHP FL was 25 ml.

Dette eksperimentet viser at, brukt for seg selv, alkoholetoksylatet ikke vil gi nok emulsjonsstabilitet til å bli anvendt i en borevæske. This experiment shows that, used by itself, the alcohol ethoxylate will not provide enough emulsion stability to be used in a drilling fluid.

Eksempel 2 ( sammenligning') Example 2 (comparison')

En borevæske som produserte en ustabil direkte emulsjon ble fremstilt ved å blande de følgende komponenter i rekkefølge i en Hamilton Beach blander. Denne formuleringen tilsvarer en borevæske med en vannaktivitet på 0,85 og et olje:vann forhold på 60:40. A drilling fluid which produced an unstable direct emulsion was prepared by mixing the following components in sequence in a Hamilton Beach mixer. This formulation corresponds to a drilling fluid with a water activity of 0.85 and an oil:water ratio of 60:40.

ES målt ved 49°C (120°F) før varmevalsing var 0. Etter varmevalsing av det ovennevnte systemet i 16 timer ved 121 °C (250°F), var ES fortsatt 0. The ES measured at 49°C (120°F) before hot rolling was 0. After hot rolling the above system for 16 hours at 121°C (250°F), the ES was still 0.

Dette eksperimentet viser at, anvendt for seg selv, natriumalkensulfonatet ikke vil gi nok emulsjonsstabilitet til å bli anvendt i en borevæske. This experiment shows that, used by itself, the sodium alkenesulfonate will not provide enough emulsion stability to be used in a drilling fluid.

Eksempel 3 ( sammenligning') Example 3 (comparison')

En borevæske som produserte en ustabil direkte emulsjon ble fremstilt ved å blande de følgende komponentene i rekkefølge i en Hamilton Beach blander. Denne formuleringen tilsvarer en borevæske med en vannaktivitet på 0,85 og et olje:vann forhold på 60:40. A drilling fluid which produced an unstable direct emulsion was prepared by mixing the following components sequentially in a Hamilton Beach mixer. This formulation corresponds to a drilling fluid with a water activity of 0.85 and an oil:water ratio of 60:40.

ES målt ved 49°C (120°F) før varmevalsing var 0. Etter varmevalsing av det ovennevnte systemet i 16 timer ved 121°C (250°F), var ES fortsatt 0. The ES measured at 49°C (120°F) before hot rolling was 0. After hot rolling the above system for 16 hours at 121°C (250°F), the ES was still 0.

Dette eksperimentet viste at, anvendt for seg selv, natriumalkentaurat ikke vil gi nok emulsjonsstabilitet til å bli anvendt i en borevæske. This experiment showed that, used by itself, sodium alkentaurate will not provide enough emulsion stability to be used in a drilling fluid.

Eksempel 4 Example 4

En borevæske ifølge oppfinnelsen, som produserte en stabil invert emulsjon, ble A drilling fluid according to the invention, which produced a stable invert emulsion, was

fremstilt ved å blande de følgende komponentene i rekkefølge i en Hamilton Beach blander. Denne formuleringen tilsvarer en borevæske med en vannaktivitet på 0,85 og et olje:vann forhold på 60:40. Emulgatoren er en kombinasjon av komponentene vist til å være ineffektive når de blir brukt alene i eksemplene 1 og 2. prepared by mixing the following components in sequence in a Hamilton Beach mixer. This formulation corresponds to a drilling fluid with a water activity of 0.85 and an oil:water ratio of 60:40. The emulsifier is a combination of the components shown to be ineffective when used alone in Examples 1 and 2.

Væsken hadde en ES etter blanding på 263 volt. Etter varmevalsing av det ovennevnte systemet i 16 timer ved 121°C (250°F), hadde væsken en ES på 466 volt og en HTHP FL på 5 ml. The liquid had an ES after mixing of 263 volts. After hot rolling the above system for 16 hours at 121°C (250°F), the liquid had an ES of 466 volts and an HTHP FL of 5 mL.

Det er overraskende at denne væsken viste at veldig akseptable inverte emulsjonsstabilitet for boreformål kan tilveiebringes ved en kombinasjon av et alkylsulfonat og et alkoholetoksylat, idet ingen av de gir en stabil invert emulsjon når de brukes hver for seg. Surprisingly, this fluid showed that very acceptable invert emulsion stability for drilling purposes can be provided by a combination of an alkyl sulfonate and an alcohol ethoxylate, neither of which provide a stable invert emulsion when used alone.

Eksempel 5 Example 5

En borevæske ifølge den foreliggende oppfinnelsen, som produserte en stabil invert emulsjon, ble fremstilt ved å blande de følgende komponentene i rekkefølge i en Hamilton Beach blander. Denne formuleringen tilsvarer en borevæske med en vannaktivitet på 0,85 og et oljervann forhold på 60:40. Emulgatoren er en kombinasjon av komponentene vist til å være ineffektive når de brukes hver for seg i eksempler 1 og 3. A drilling fluid according to the present invention, which produced a stable invert emulsion, was prepared by mixing the following components in sequence in a Hamilton Beach mixer. This formulation corresponds to a drilling fluid with a water activity of 0.85 and an oil-water ratio of 60:40. The emulsifier is a combination of the components shown to be ineffective when used separately in Examples 1 and 3.

Væsken etter blanding hadde en ES på 397. Etter varmevalsing av det ovennevnte systemet i 16 timer ved 121°C (250°F), hadde væsken en ES på 487 volt og en HTHP FL på 3,0 ml. The liquid after mixing had an ES of 397. After hot rolling the above system for 16 hours at 121°C (250°F), the liquid had an ES of 487 volts and an HTHP FL of 3.0 mL.

Dette eksperimentet viser at der var en veldig betydelig forbedring i emulsjons-stabiliteten (økning i ES og en reduksjon i HTHP FL) ved anvendelsen av et alkyltaurat i kombinasjon med et alkoholetoksylat, idet ingen av de er effektive når de brukes hver for seg. This experiment shows that there was a very significant improvement in emulsion stability (increase in ES and decrease in HTHP FL) when using an alkyl taurate in combination with an alcohol ethoxylate, neither being effective when used alone.

Eksempel 6 ( sammenligning') Example 6 (comparison')

En borevæske som produserte en ustabil emulsjon ble produsert ved å blande de følgende komponentene i rekkefølge i en Hamilton Beach blander. Denne formuleringen tilsvarer en borevæske med en vannaktivitet på 1,0 og et olje:vann forhold på 60:40. A drilling fluid that produced an unstable emulsion was produced by mixing the following components sequentially in a Hamilton Beach mixer. This formulation corresponds to a drilling fluid with a water activity of 1.0 and an oil:water ratio of 60:40.

Dette eksperimentet viser at når alkoholetoksylatet og natriumalkensulfonatet utsettes for betingelser av vannfase av lav salinitet, vil de ikke danne inverte emulsjoner men danne en direkte emulsjon, dvs. de destabiliserer. This experiment shows that when the alcohol ethoxylate and the sodium alkenesulfonate are exposed to low salinity water phase conditions, they will not form inverted emulsions but form a direct emulsion, i.e. they destabilize.

Eksempel 7 Example 7

En borevæske ifølge den foreliggende oppfinnelsen som produserte en stabil emulsjon ble produsert ved å blande de følgende komponentene i rekkefølge i en Hamilton Beach blander. Denne formuleringen tilsvarer en borevæske med en vannaktivitet på 0,85 og et olje:vann forhold på 60:40.1 det etterfølgende refereres den til som "nytt mudder". A drilling fluid according to the present invention which produced a stable emulsion was produced by mixing the following components in sequence in a Hamilton Beach mixer. This formulation corresponds to a drilling fluid with a water activity of 0.85 and an oil:water ratio of 60:40.1, which is subsequently referred to as "new mud".

En borevæske ble også fremstilt ved anvendelse av konvensjonelle emulgatorer, slik at en sammenligningsstudie av vaskekarakteristikker kunne gjøres. De følgende komponentene ble blandet i rekkefølge i en Hamilton Beach blander. Denne formuleringen tilsvarer en borevæske med en vannaktivitet på 0,85 og et olje:vann forhold på 60:40. A drilling fluid was also prepared using conventional emulsifiers, so that a comparative study of washing characteristics could be done. The following components were mixed sequentially in a Hamilton Beach mixer. This formulation corresponds to a drilling fluid with a water activity of 0.85 and an oil:water ratio of 60:40.

To 25 g prøver av kalkstein med en partikkelstørrelse større enn 2 mm og mindre enn 4 mm ble premettet med sjøvann inneholdende 29,5 g/l natriumklorid for å representere borekaks boret fra en brønn. En kalksteinprøve ble blandet i det nye mudderet, og en andre i det konvensjonelle mudderet under de samme betingelser, for å sikre grundig belegning av borekaksen av hver væske. De kontaminerte prøvene av kalkstein ble så fjernet fra hver væske og vasket hver for seg, ved forsiktig røring i 300 ml ferskvann i 1 minutt. Prøvene av kalkstein ble adskilt fra vannet. Analyse av nivået av oljekontaminering ble utført for begge prøver før og etter vaskeprosessen. Two 25 g samples of limestone with a particle size greater than 2 mm and less than 4 mm were presaturated with seawater containing 29.5 g/l sodium chloride to represent drill cuttings drilled from a well. One limestone sample was mixed into the new mud, and another into the conventional mud under the same conditions, to ensure thorough coating of the drill cuttings by each fluid. The contaminated samples of limestone were then removed from each liquid and washed separately, by gentle agitation in 300 ml fresh water for 1 minute. The limestone samples were separated from the water. Analysis of the level of oil contamination was carried out for both samples before and after the washing process.

Resultatene var som følger: The results were as follows:

Oljen og faststoffene dispergert i vannet anvendt for vasking ble så utvunnet ved sentrifugering av vannet i 2 minutter ved 3000 rpm. The oil and solids dispersed in the water used for washing were then recovered by centrifuging the water for 2 minutes at 3000 rpm.

Dette eksperimentet viser de økede vaskekarakteristikkene av væsken inneholdende alkoholetoksylat og alkylsulfonat sammenlignet med den konvensjonelle væsken, og viser også prosessen for vasking av borekaks kontaminert med denne væsken for å lett oppnå lave nivåer av bibeholdt oljekontaminering. This experiment demonstrates the increased washing characteristics of the fluid containing alcohol ethoxylate and alkylsulfonate compared to the conventional fluid, and also demonstrates the process for washing drilling cuttings contaminated with this fluid to easily achieve low levels of retained oil contamination.

Claims

1. Emulsion drilling fluid comprising a water phase and an oil phase and an emulsifier, characterized in that the emulsifier includes, in combination, a non-ionic alkylated surfactant and an anionic sulphonate surfactant, where the emulsion drilling fluid is a stable invert emulsion when the water activity of the emulsion drilling fluid in the hydrophilic phase is less than 0.90 and where the emulsion drilling fluid is a normal emulsion when the water activity of the emulsion drilling fluid in the hydrophilic phase is greater than 0.90.

2. Drilling fluid according to claim 1, characterized in that the alkoxylated non-ionic emulsifier has an effective hydrophilic-lipophilic balance (HLP) not greater than 12.

3. Drilling fluid according to claim 2, characterized in that the alkoxylated non-ionic emulsifier has an effective hydrophilic-lipophilic balance (HLB) of at least 6.

4. Drilling fluid according to claim 1, 2, or 3, characterized in that the alkoxylated non-ionic emulsifier has a cloud point of no more than 30°C.

5. Drilling fluid according to any of the preceding claims, characterized in that the emulsifier contains hydrophobic groups of no less than 10 carbon atoms.

6. Drilling fluid according to any of the preceding claims, characterized in that the total amount of emulsifiers present in the drilling fluid is in the range of 0.5-10% by weight of the drilling fluid.

7. Drilling fluid according to any of the preceding claims, characterized in that the number of alkylene oxide units in the polyoxyalkylene chain or in each of the polyoxyalkylene chains of the surfactant is in the range 1-10.

8. Drilling fluid according to any one of the preceding claims, characterized in that the alkoxylated non-ionic surfactant is an ethoxylated non-ionic surfactant.

9. Drilling fluid according to any one of the preceding claims, characterized in that the surfactant of anionic sulfonate includes a sulfonate group, -SO3M, attached directly to an alkyl, aryl or alkylaryl or α-olefin hydrophobic.

10. Drilling fluid according to claim 9, characterized in that the hydrophobic contains 10-22 carbon atoms.

11. Drilling fluid according to any of the preceding claims, characterized in that the surfactant of anionic sulfonate includes a sulfonate group, -SO3M, attached to an alkyl, aryl or an alkylaryl, or α-olefin hydrophobic via an ester, amide or ether bond.

12. Drilling fluid according to claim 11, characterized in that the anionic surfactant is a taurate.

13. Drilling fluid according to claim 12, characterized in that the anionic surfactant has the formula: where R is an alkyl, aryl, alkylaryl or α-olefin hydrophobic containing 10-22 carbon atoms.

14. Drilling fluid according to any of the preceding claims, characterized in that the emulsified hydrophilic phase of the drilling fluid is present from 0.5 to 70% by volume of the drilling fluid.

15. Procedure for drilling a well, characterized in that a drilling fluid is used which is a drilling fluid as specified in any of claims 1-14.

16. Method according to claim 15, characterized in that drilling cuttings generated during drilling are separated from the drilling fluid and washed with a wash water until the emulsion destabilizes.

17. Method according to claim 15, characterized in that drilling cuttings generated during drilling are separated from the drilling fluid and drilling cuttings are dumped in or otherwise brought into contact with a body of water which will destabilize the emulsion.

18. Method according to claim 16 or 17, characterized in that the wash water has a water phase of low salinity.

19. Use, for preparing a well for production, working in a production well or packing a borehole, of an emulsion drilling fluid including a hydrophobic phase, a hydrophilic phase and an emulsifier, where the emulsifier includes, in combination, a non-ionic alkylated surfactant and an anionic sulfonate surfactant, and when the hydrophilic phase has a water activity less than 0.9 a stable invert emulsion is formed, and when the hydrophilic phase has a water activity greater than 0.9 a normal emulsion is formed.

20. Application according to claim 19, for preparing a well for production, working in a production well or compacting a borehole.