NO327979B1 - Bronnbearbeidingsfluider og en fremgangsmate for a oke deres termiske stabilitet - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører brønnbearbeidingsfluider som er anvendbare i forbindelse med boring, komplettering eller overhaling av olje- og gassbrenner, og vedrører spesielt vannbaserte fluider som inneholder en eller flere vannoppløselige polyalkylenglykoler og en ,eller flere polysakkarid-viskositetsøkere deri.

Oppfinnelsen vedrører også en fremgangsmåte for å øke den termiske stabiliteten av et vannbasert brønnborings- og vedlikeholdsfluid omfattende en biopolymer-viskositetsøker og en vannoppløselig polyalkylenglykol-skiferinhibitor som har en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000.

Under boring av en olje- og gassbrønn omfattende boring i en hydrokarbonbærende formasjon og under gjennomføring av kom-pletterings- og overhalingsoperasjoner i en brønn, er det viktig å benytte et fluid i borehullet som minimaliserer effekten av fluidet på formasjonene i kontakt med fluidet.

Se f.eks. avhandlingen av Eric van Oort med tittelen "Physico-Chemical Stabilization of Shales", Society of Petroleum Engineers (SPE) paper no. 37263.

Vannbaserte fluider som inneholder forskjellige glykoler og/eller glykoletere er blitt foreslått og de anvendes, og som har mye bedre skifer ("shale") stabiliserende egenskaper enn de tidligere kjente vannbaserte fluider. Se f.eks. følgende referanser: Perricone et al., US-patent nr.

4 963'273, Enright et al., US-patent nr. 5 007 489, Melear et al., US-patent nr. 5 120 708, "Water-Based Glycol Systems Acceptable Substitute for Oil-Based Muds", R. Bland, Oil & Gas Journal, 29. juni 1992, s. 54-56, 58, 59, "TAME: A New Concept in Water-Based Drilling Fluids for Shales", J. D. Downs et al., SPE 26699, "Glycol-Enhanced Water-Based Muds: Case History To Demonstrate Improved Drilling Efficiency in Tectonically Stressed Shales", A. J. Twynam et al., IADC/SPE 27451, "Mechanism of Shale Inhibition by Polyols in Water Based Drilling Fluid", P. I. Reid et al., SPE 28960, "Low Salinity Polyglycol Water-Based Drilling Fluids as

Alternatives to Oil-Based Muds", R. G. Bland et al., SPE/IADC 293 78, "Low Salinity Polyglycol Water-Based Drilling Fluids as Alternatives to Oil-Based Muds", R. Bland et al., IADC/SPE 26400, "Glycols Applied In A Broad Range of Drilling Fluids", S. Seaton, Harfs Petroleum Engineer International, March, 1997, s. 57-59, 61, "Improving HTHP Stability of Water Based Drilling Fluids"; Eric van Oort et al., SPE/IADC 37605.

Det er vel kjent at visse biopolymerholdige fluider er skjær-fortynnende og utviser en høy viskositet ved lav skjærhastighet og en lav viskositet ved høy skjærhastighet. En viskositet ved tilnærmet null skjærhastighet (0,06 til 0,11 sek"<1>) tilveiebringer en numerisk verdi relatert til et fluids evne til å suspendere partikler eller borekaks under statiske betingelser. I motsetning, relaterer viskositet målt ved skjærhastigheter over 20 sek"<1> til et fluids hullrenseevne under annulære strømningsbetingelser. Slike fluider har avgjørende vært vellykket for anvendelse i høyvinkel boring og horisontal boring. Se f.eks.: (1) "Drill-ln Fluids Improve High-Angle Well Production", Supplement to Petroleum Engineer International, mars, 1995, s. 5-11 og (2) "Soluble Bridging Particle Drilling System Generates Successful Completions in Unconsolidated Sand Reservoirs", J. Dobson og D. Kayga, presentert på den 5. Internasjonale konferansen vedrørende horisontal brønnteknologi, Amsterdam, Nederland, 14.-16. juli, 1993.

I Dobson, Jr. et al. US-patent nr. 5 616 541 er det angitt anvendelse av amorf silika som en viskositetsøker i kalsium-og sinkholdige høydensitet-saltfluider. I den samtidige US-patentsøknad etter James W. Dobson, Jr. et al., søknad nr. 08/512 675 innsendt 25/8-95, er det angitt tilveiebringelse av kalsium- og sinkholdige saltfluider som inneholder en eller flere polysakkaridpolymer-viskositetsøkere og en amorf silikaviskositetsøker deri.

Dobson Jr., US-patent nr. 5 514 644 omtaler den termiske ustabilitet til vandige polysakkaridholdige fluider.

Man har funnet at viskositeten til vannbaserte fluider med en eller flere polyglykoler oppløst deri og inneholdende en biopolymer-viskositetsøker avtar, særlig viskositeten ved lav skjærhastighet, ved aldring av fluidene ved økte temperaturer .

Et formål med den foreliggende oppfinnelse er således å tilveiebringe en fremgangsmåte for å øke den termiske stabilitet til vannbaserte brønnboringsfluider og vedlikeholdsfluider som inneholder en biopolymer-viskositetsøker og en vannopp-løselig polyalkylenglykol-skiferinhibitor med en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000, som er kjennetegnet ved at den omfatter innlemmelse i fluidet av en amorf silika-viskositetsøker i en mengde som er tilstrekkelig til å øke fluidets termiske stabilitet som målt ved viskositeten av fluidet ved den lave skjærhastighet 0,06 sek"<1> og hvori konsentrasjonen av polyalkylenglykol er tilstrekkelig til å gi fluidet en "Shale Stability Index" på minst omtrent 80.

Det er et annet formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe vannbaserte brønnboringsfluider og vedlikeholdsfluider som er kjennetegnet ved at de omfatter en vandig fase, en biopolymer-viskositetsøker og en vannoppløselig polyalkylenglykol-skiferinhibitor som har en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000, idet fluidet omfatter en amorf silika-viskositetsøker i en mengde som er tilstrekkelig til å øke fluidets termiske stabilitet som målt ved viskositeten av fluidet ved den lave skjærhastighet 0,06 sek"<1> og hvori konsentrasjonen av polyalkylenglykol er tilstrekkelig til å gi fluidet en "Shale Stability Index" på minst omtrent 80.

Fluidene utviser økt termisk stabilitet som indikert ved fluidets viskositet ved lav skjærhastighet.

Den ovennevnte "Shale Stability Index" er foretrukket minst omtrent 90.

Disse og andre formål med den foreliggende oppfinnelse som vil fremgå for en fagkyndig ved å lese den foreliggende beskrivelse oppnås ved å innlemme, i fluidene, en røksilika-viskositetsøker i en mengde som er tilstrekkelig til å øke fluidenes termiske stabilitet.

Blandingene kan omfatte, bestå i alt vesentlig av eller bestå av de angitte materialer. Fremgangsmåten kan omfatte, bestå i alt vesentlig av eller bestå av de angitte trinn med de angitte materialer.

Fremgangsmåten og fluidene i henhold til oppfinnelsen omfatter tilsetning av en amorf silika-viskositetsøker til et vannbasert fluid omfattende en biopolymer-viskositetsøker i en vannoppløselig polyalkylenglykoloppløsning. De tidligere kjente fluider hvortil det amorfe silika tilsettes for å øke den termiske stabilitet derav omfatter en vandig oppløsning av en vannoppløselig polyalkylenglykol inneholdende en biopolymer-viskositetsøker som er solubilisert og/eller dispergert deri.

Biopolymer-viskositetsøkeren som kan anvendes i utførelsen av den foreliggende oppfinnelse er foretrukket en xanthomonasgummi (xantangummi). Xanthomonasgummi er kommersielt tilgjengelig. Den anvendes i utstrakt grad som viskositetsøker og suspensjonsmiddel i en rekke fluider. Xanthomonasgummi kan dannes ved fermentering av karbohydrat med bakterier av slekten Xanthomonas. Representativt for disse bakterier er Xanthomonas campestris, Xanthomonas phaseoli, Xanthomonas mulvacearn, Xanthomonas carotoe, Xanthomonas traslucens, Xanthomonas hederae og Xanthomonas papavericoli. Gummien dannet ved bakterien Xanthomonas campestris er foretrukket for formålet ifølge foreliggende oppfinnelse. Fermenteringen omfatter vanligvis inokulering av en fermenterbar kultur inneholdende et karbohydrat, forskjellige mineraler og en nitrogen-fremskaffende forbindelse. En rekke modifikasjoner er vanlig anvendt i fermenteringsprosedyren og den påfølgende bearbeiding. På grunn av en rekke fermenteringsteknikker og forskjeller i bearbeidingsoperasjon som følger etter fermentering, vil forskjellige produksjons-partier av xanthomonasgummi ha noe forskjellige oppløselighets- og viskositetsegen-skaper. Xanthomonasgummier som kan anvendes i utførelsen av den foreliggende oppfinnelse er relativt hydratiserbare xanthomonasgummier.

Kolloidet er en polymer inneholdende mannose, glukose, gluku-ronsyresalter som kaliumglukuronat, natriumglukuronat eller liknende, og acetylradikaler. Man har funnet andre xantho-monasbakterier som danner den hydrofile gummi og hvilken som helst av xantangummiene og deres derivater kan også anvendes i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse. Xantangummi er et lineært polysakkarid med høy molekylvekt som er lett oppløselig i vann og gir et viskøst fluid.

Andre biopolymerer fremstilt ved virkningen av andre bakterier eller sopp på passende fermenteringsmedier kan anvendes i fluidene i henhold til den foreliggende oppfinnelse med den betingelse at de gir de ønskede termisk stabile reologiske egenskaper dertil. Dette kan lett bestemmes av en fagkyndig på området i overensstemmelse med læren i den foreliggende beskrivelse.

Betegnelsen "biopolymer" skal forstås til å bety et ekscellu-lært polysakkarid med høy molekylvekt, i overkant av 500.000, dannet ved fermenteringen av en karbohydratkilde under inn-virkning av bakterier eller sopp. Representative mikroorganismer er slekten Xanthomonas, Pseudomonas, Agro-bacterium, Arthrobacter, Rhizobium, Alcaligenes, Beijerincka og Sclerotium. Et succinoglukan-type polysakkarid dannet ved mikroorganismer som NCIB 11592 og NCIB 11883 er kommersielt tilgjengelig. En schleroglukan-gummi er kommersielt tilgjengelig fra SanofiBio-Industries som Actigum CS 6 DF.

Den vannoppløselige polyalkylenglykol som kan anvendes ved utførelsen av den foreliggende oppfinnelse velges generelt fra gruppen omfattende polyetylenglykoler, polypropylen-glykoler, polytetrametylenglykoler, etylenoksyd-proplylen-oksyd-kopolymerer, alkohol-initierte etylenoksydpolymerer, alkohol-initierte propylenoksydpolymerer, amin-initierte etylenoksydpolymerer og/eller blandinger derav, hvor polyalkylenglykol en har en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000. Polyalkylenglykolen er foretrukket polyetylenglykol med en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000, foretrukket fra omtrent 4000 til omtrent 10000. Blandingen av en polyetylenglykol med en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000 med vannoppløselige polyalkylenglykoler med lavere molekylvekt, som tripropylenglykol, har særlig anvendbarhet i fluidene ifølge oppfinnelsen.

Den amorfe silika-viskositetsøker, som er kjent og akseptert innen teknikken, er avledet ved enten en flytende-fase prosess eller en damp-prosess. Silika oppnådd ved damp-proses-sen betegnes røksilika eller pyrogen silika. Produktet oppnådd ved den flytende prosess er kategorisert som sili-kageler og presipiterte silikaer.

Silika må, for å være et effektivt tykningsmiddel, ha en fin størrelse. Med fin størrelse menes at silika må ha et par-tikkelstørrelsesområde som er under 100 millimikron. Disse silikamaterialer kan enten opprinnelig ha denne lille partik-kelstørrelse, eller de kan lett deaggregere eller desinte-grere til denne lille partikkelstørrelse når de blandes i den væske som skal underkastes fortykning. Svært anvendbare silika-tykningsmidler er generelt blitt dannet ved pyrogene teknikker. Disse silikaer er det termiske spaltings-silis-iumprodukt av silisiumtetraklorid. En viktig egenskap med disse pyrogene silikamaterialer er at de er løst aggregert til omtrent 0,5 til 5 [ im størrelse, men når de blandes inn i en væske vil de lett deaggregere til partikkelstørrelser under 100 millimikron.

Silika-tykningsmidler er også blitt produsert ved hjelp av aerogel prosesser. Disse er generelt ikke så gode i tykningsvæsker som pyrogene silikaer.

US-patent nr. 4 216 113 omhandler en modifisert hydrogel-prosess som danner silika-tykningsmidler med en partikkel-størrelse i området fra 0,5 til 5 ( im. De deaggregeres lett ved konvensjonell blanding til partikkelstørrelser som er mindre enn 100 millimikron. En kommersielt tilgjengelig presipitert silika-viskositetsøker er HI-SIL T-600, et produkt fra PPG Industries, Inc. Den har en gjennomsnittlig endelig partikkelstørrelse på 21 millimikron og en gjennomsnittlig agglomereringsstørrelse på 1,6 /im.

De pyrogene røksilikaer er foretrukne.

Fluidene i henhold til oppfinnelsen inneholder eventuelt, men foretrukket, ett eller flere tilsetningsstoffer for regulering av filtreringstap, et partikkelformet tettingsmiddel og en alkalisk bufferforbindelse. De foretrukne tilsetningsstoffer for regulering av filtreringstap er polymerer.

Polymere tilsetningsstoffer for regulering av filtreringstap som anvendes i bore- og vedlikeholdsfluider er såkalte vann-oppløselige polymerer som omfatter pre-gelantinert stivelse, stivelsesderivater, cellulosederivater, lignocellulosederivater og syntetiske polymerer. Representative stivelsesderivater omfatter: hydroksyalkylstivelser som hydroksyetyl-stivelse, hydroksypropylstivelse, hydroksypropylkarboksy-metylstivelse, de lett tverrbundne derivater derav og liknende, karboksymetylstivelse og de lett tverrbundne derivater derav, kationiske stivelser som de tertiære amino-alkyleterderivater av stivelse, de lett tverrbundne derivater derav og liknende. Representative cellulosederivater omfatter karboksymetylcellulose med lav molekylvekt og liknende. Representative lignocellulosederivater omfatter alkalimetall- og jordalkalimetallsalter av lignosulfonsyre og pode-kopolymerer derav. Representative syntetiske polymerer omfatter vinylsulfonatkopolymerer og polymerer inneholdende andre sulfonatmonomerer.

De foretrukne polymere tilsetningsstoffer for regulering av filtreringstap som anvendt i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse er stivelseseterderivater som hydroksyetyl-stivelse, hydroksypropylstivelse, dihydroksypropylstivelse, karboksymetylstivelse, hydroksyalkylkarboksymetylstivelse, og kationiske stivelser og de lett tverrbundne derivater av disse stivelsesetere.

Det polymere tilsetningsstoff for regulering av filtreringstap er foretrukket et stivelseseterderivat som har blitt tverrbundet i noen grad, slik som med epiklorhydrin, fosfor-oksyklorid, oppløselige trimetafosfater, lineære dikarboksyl-syreanhydrider, N,N<1->metylenbisakrylamid og andre reagenser som inneholder to eller flere funksjonelle grupper som er istand til å reagere med minst to hydroksylgrupper. Det foretrukne tverrbindingsmiddel er epiklorhydrin. Behand-lingsmengden er generelt fra 0,005% til 0,1% stivelse for å gi en lav grad av tverrbinding på omtrent en tverrbinding pr. 200 til 1000 anhydroglukoseenheter. Tverrbindingen kan gjennomføres før eller etter at stivelsen er derivatisert. I tillegg kan stivelsen modifiseres ved syre- eller enzym-hydrolyse eller oksydasjon til å gi et stivelsesmolkeyl for derivatisering med en lavere molekylvekt og som er delvis depolymerisert. Alternativt kan stivelseseterderivatet modifiseres ved syrehydrolyse eller oksydasjon til å gi et stivelseseterderivat med lavere molekylvekt. Boken med tittelen "Modified Starches: Properties and Uses" av 0. B. Wurzburg, 1986 (CRC Press, Inc., Boca Raton, Florida, USA) er en utmerket informasjonskilde vedrørende fremstillingen av stivelsesderivater.

Som indikert inneholder de foretrukne fluider i henhold til oppfinnelsen et partikkelformet tettingsmiddel. Partikkel-størrelsesfordelingen av tettingsmiddelet må være tilstrekkelig for å kunne strekke seg over og forsegle porene i de underjordiske formasjoner i kontakt med fluidet. Størrelses-området bør omfatte enkelte svært fine partikler og enkelte partikler som er store nok til å strekke seg over de største porer i hovedsakelig alle permeable jordformasjoner annet enn dem som er kjennetegnet ved problemer med sirkulasjonstap. Slike "svært fine" partikler har foretrukket størrelser fra omtrent 0,01 til omtrent 2 /zm og slike partikler med tet-tingsstørrelse har foretrukket størrelser fra omtrent 2 /im til mindre enn omtrent 800 /im. De svært fine partikler vil bevirke til å nedsette permeabiliteten av filterkaken så snart den begynner å dannes. Dette resulterer i ekstremt tynne filterkaker som avsatt ved fluidene i henhold til oppfinnelsen.

Mengden av partikler og størrelsesfordeling og område for disse partikler bør være slik at "mud spurt" (invasjonen av formasjonen med helfluid mens en filterkake dannes) er relativt liten. "Mud spurt" er lav når fluidet inneholder en passende fordeling av partikkelstørrelser i tettings-størrel-sesområdet og en passende total andel, i størrelsesorden av minst 1 vekt%, av faste partikler. Tettingsmiddelet må ikke være oppløselig i fluidet.

Representative syreoppløselige tettingsmidler omfatter kalsiumkarbonater, dolomitt (kalsium/magnesiumkarbonat), jernkarbonat og andre karbonater, så vel som vannoppløselige metalloksyder eller hydroksyder.

Eventuelt, men foretrukket, inneholder fluidene i henhold til oppfinnelsen en alkalisk buffer. Den alkaliske buffer kan være ethvert alkalisk partikkelmaterial med en lav vannopp-løselighet som vil reagere med syrene for å nedsette fluidenes surhet. Representative alkaliske buffere er magnesiumoksyd, kalsiumoksyd, sinkoksyd, kalsinert dolomitt, magne-siumhydroksyd, kalsiumhydroksyd, sinkhydroksyd, hydratisert dolomittkalk (kalsium/magnesiumhydroksyd), og liknende, foretrukket sinkoksyd eller magnesiumoksyd. Mest foretrukket er bufferen magnesiumoksyd. Fluidene bør utvise en pH i området fra omtrent 7,0 til omtrent 11,0.

Fluidene i henhold til oppfinnelsen kan inneholde hvilket som helst av de kjente vannuoppløselige vektmidler som innen teknikken er kjent til å gi den ønskede densitet.

Fluidene i henhold til oppfinnelsen kan inneholde små konsentrasjoner av vannoppløselige salter som øker fluidenes skiferstabiliserende egenskaper. De foretrukne er kalium-salter, særlig dibasisk kaliumfosfonat (K2HP04) , kaliumcitrat, kaliumacetat, kaliumkarbonat, kaliumbromid, kaliumnitrat, kaliumoksalat, kaliumformat og kaliumklorid. Andre alkali-metallsalter som natrium- og cesiumsalter som er liknende kaliumsaltene (dvs. med det samme anion) kan også anvendes.

Konsentrasjonen av oppløselig salt som kan innlemmes i fluidene i henhold til oppfinnelsen avhenger av den spesielle polyalkylenglykol, og dens molekylvekt, som er tilstede i fluidet og av konsentrasjonen av polyalkylenglykolen. Generelt, når molekylvekten til polyalkylenglykolen og/eller konsentrasjonen av polyalkylenglykolen øker, vil konsentrasjonen av vannoppløselig salt som kan være tilstede i fluidet avta. En altfor høy konsentrasjon av det vannoppløselige salt gir fluider som er ustabile ved økte temperaturer. Den konsentrasjonen av salt som fluidet kan inneholde kan lett bestemmes av en fagkyndig på området ved å anvende vel kjente industriprosedyrer.

"Shale Stability Index" for fluidene i henhold til oppfinnelsen kan økes ytterligere ved tilsetning av forskjellige polyoler med lav molekylvekt til fluidene, som f.eks. polyalkylenglykoler med lav molekylvekt (som omtalt i det foregående), alkylenglykoler, glyserin, polyglyserin o.l.

Fluidene i henhold til oppfinnelsen har utmerkede miljø-egenskaper, de utviser en LC50 som er større enn 500.000 ppm evaluert ved "the Drilling Fluid Toxicity 96-hour Range-Finding Test" med Mysidopsis bahia reke.

Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kan utføres ved å tilsette amorft silika, foretrukket et røksilika, til et vannbasert brønnborings- og vedlikeholdsfluid inneholdende en biopolymer-viskositetsøker og en vannoppløselig polyalkylenglykol av de typer som er angitt heri. Alternativt kan biopolymeren, den vannoppløselige polyalkylenglykol og røk-silika tilsettes i en hvilken som helst rekkefølge til et vandig fluid for å fremstille et fluid som utviser økt termisk stabilitet sammenlignet med et fluid som ikke inneholder amorft silika. Biopolymeren er foretrukket dispergert og hydratisert i det vandige basisfluid før tilsetning av polyalkylenglykolen dertil.

Oppfinnelsen skal også forstås på bakgrunn av de etterfølg-ende spesifikke eksempler.

I disse eksempler og i denne beskrivelse, kan følgende for-kortelser anvendes: API = American Petroleum Institute, bbl = 42 gallon barrel (159 1), ibm/bbl = pounds per barrel (2,85 kg/m<3>), gal = gallon (3,79 1), m<3> = kubikkmeter, °F = grader Fahrenheit, % = prosent, kg/m<3> = kilogram pr. kubikkmeter, PV = API plastisk viskositet i centipoise, YP = API flytegrense i pound pr. 100 square feet (i 0,454 kg per 9,29 m<2>), 10"/10' geler = 10 sek/10 min gelstyrke i pounds pr. 100 square feet, LSRV = Brookfield lav skjærhastighetsviskositet ved 0,3 omdreininger pr. min, 0,06 sek-<1> i centipoise, SSI = Shale Stability Index, HTHP = høy temperatur høyt trykk, PEG = polyetylenglykol, M.W. = molekylvekt, wt. = vekt, vol. = volum.

Den plastiske viskositet, flytegrensen og gelstyrkene ble oppnådd ved prosedyrer som er angitt i API's rekommanderte

praksis 13B-1. LSRV ble oppnådd for fluid ved anvendelse av et Brookfield Model LVTDV-I viskosimeter med en nr. 2 spindel ved 0,3 omdreininger pr. min. LSRV er indikasjon på fluidets suspensjonsegenskaper, desto større LSRV desto bedre er suspensjonen av faststoffer i fluidet. Shale Stability Index oppnås ved anvendelse av følgende prosedyre:

SKIFERKJERNE FREMSTILLING

1. Tilsett 10,0 g salt til 300 ml springvann i en Waring blander og rør inntil oppløsning.

2. Tilsett 100,0 g Pierre skifer til NaCl slurryen.

3. Bland slurryen på en Waring blander i 4 min.

4. Sett opp en sementcelle med filterpapir og en grov sikt i endene. Hell slurryen inn i cellen og anbring et stempel på slurryen. Plasser cellen i en HTHP varme-kappe ved romtemperatur og påfør 6890 kPa (1000 psi) på slurryen for å filtrere væskedelen. Cellen må forbli i ro i minimum 48 t. 5. Fjern rekonstituert skiferkjerne fra cellen. Bryt kjernen ned til prøver på 19,0 og 19,5 g. 6. Anbring et lite stykke filterpapir på begge sider av skiferen i en Carver trykkdyseanordning og press ved 137800 kPa (20.000 psi). Fjern kjernen fra anordningen og anbring i 28,6 mm (1 1/8 inch) pvc plugger (kjerne-holder). 7. Press kjernen inn i pvc pluggene på Carver pressen med 6890 kPa (1000 psi).

8. Skrap overskudd av skifer fra toppen av kjernen.

9. Anbring skiferkjernene i en ovn ved 65°C i 4 t.

10. Anbring kjernene i en eksikator som inneholder mettet natriumformat med en relativ fuktighet mellom 6.0%. og ... 63%. Prøvene blir i eksikatoren i minimum 48 t.

SSI VERDIER:

1. Skiferkjernene fjernes fra eksikatoren og anbringes på bunnen av et penetrometer. Konus og dybdemåler for penetrometeret nedsettes 3 8 mm til nær toppen av kjerneprøven. Et Universal Precision penetrometer med bredde 25 mm, lengde 2,77 mm, 45 g konus anvendes. 2. Konus innstilles med reguleringsskruesammenstillingen til å bli i flukt med kjernens overflate. Skiferen nullstilles med konusen. Konusen og dybdemåleren økes til topposisjon. 3. Armen (klutsj) frigis, med fall av konus. Dybdemåleren senkes inntil måleren stanser og avleseren registreres.

Denne prosedyre gjentas ytterligere to ganger og gjennomsnittet av de tre avlesninger beregnes. Dette er den initiale penetreringsdybde.

4. En fluidprøve fremstilles.

5. Kjerneprøven festes til lokket av et oppbevaringsglass med silikon og aldres i minimum 15 min. for at silikonen skal herde. 6. Den fluide prøve tilsettes til et oppbevaringsglass og lokket med kjernen skrus tett på. Oppbevaringsglasset anbringes i en roterende ovn ved 66°C i 16 t. 7. Prøven fjernes fra den roterende ovn og holdes opp ned slik at skiferen forblir neddyppet i fluidene inntil prøvene er blitt avkjølt. 8. Oppbevaringsglass-lokket med den festede kjerne anbringes på bunnen av penetrometeret. Et papirhåndkle anvendes for å tørke av overskuddsfluid på toppen av kj erneprøven. 9. Trinn 1-3 gjentas for å bestemme den endelige penetreringsdybde.

10. Formel for SSI verdier er som følger:

Bemerk: 210 er penetreringsdybden oppnådd ved å behandle kjerneprøven i deionisert vann.

I eksemplene og tabellene er stivelsesderivatene som følger: Modifisert stivelse I er et tverrbundet eterderivat av en delvis depolymerisert stivelse som anført i Dobson, Jr. et al. US-patent nr. 5 641 728; modifisert stivelse II er en pregelatinert tverrbundet amylopektinstivelse; og modifisert stivelse III er en epiklorhydrin tverrbundet hydroksypropylstivelse som anført i Dobson, Jr. et al. US-patent nr. 4 822 500.

Eksempel 1

Fluider ble fremstilt i springvann inneholdende 3,57 kg/m<3 >xantangummi, 2,85 kg/m<3> røksilika, 10,71 kg/m3 modifisert stivelse I, 57,96 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat og konsentrasjonene av polyetylenglykol med molekylvekt 8000 (PEG 8000) fremsatt i tabell A. Disse fluider ble initialt og etter 16 timers varmrulling ved 66°C evaluert med hensyn på pH og reologiske egenskaper. Shale Stability Index (SSI) for fluidene ble evaluert initialt. Dataene som oppnås er fremsatt i tabell A. Fluid 1, som ikke inneholder nr. PEG 8000, er ikke et eksempel i henhold til oppfinnelsen.

Sammenligningseksempel 1

Fluider ble fremstilt som i eksempel 1 med unntak av at intet røksilika var innlemmet i fluidene. De oppnådde data er fremsatt i sammenligningstabell A.

Sammenligning av dataene i tabell A og sammenligningstabell A indikerer den økte termiske stabilitet gitt til fluidene ved innlemmelse av røksilika deri som vist ved fluidenes reologiske egenskaper, særlig LSRV.

Eksempel 2

Fluider ble fremstilt som inneholdt 0,1558 m<3> av en 10,7 volum* PEG 8000 oppløsning, 3,57 kg/m<3> xantangummi, 2,85 kg/m<3 >røksilika, 10,71 kg/m<3> modifisert stivelse I, 57,86 kg/m<3 >størrelsessortert kalsiumkarbonat og 2,85 kg/m<3> av de vann-oppløselige salter som angitt i tabell B. Fluidene ble evaluert som i eksempel 1 og de oppnådde data er fremsatt i tabell B.

Dataene indikerer at det dibasiske kaliumfosfat, kaliumcitrat, kaliumacetat, kaliumkarbonat og kaliumbromid økte "Shale Stability Index" til fluidet. Kaliumkloridet, skjønt det økte ovennevnte indeks, ødela fullstendig fluidet ved varmrulling ved 66°C.

Eksempel 3

Fluider ble fremstilt som inneholdt 0,1558 m<3> av en 9,24 volum% PEG 8000 oppløsning, 3,57 kg/m<3> xantangummi, 2,85 kg/m<3 >røksilika, 17,13 kg/m<3> modifisert stivelse som indikert i tabell C, 2,85 kg/m<3> magne siumoksyd, 2,85 kg/m3 K2HP04, 57,1 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat og 0,00017 m<3>/m<3 >silikon-skumnedsetter. Fluidene ble evaluert som i eks. 1. De oppnådde data er angitt i tabell C.

Dataene indikerer at fluidene i henhold til oppfinnelsen har utmerket termisk stabilitet og skiferstabiliserende egenskaper.

Eksempel 4

Fluider ble fremstilt som inneholdt 0,1526 m<3> av polyetylen-glykoloppløsningen som fremsatt i tabell D, 3,57 kg/m<3 >xantangummi, 2,85 kg/m3 røksilika, 8,57 kg/m<3> modifisert stivelse I, 2,85 kg/m<3> K2HP04, 57,1 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat, 0,00143 m<3>/m<3> silikon-skumnedsetter, og konsentrasjonene av dipropylenglykol, magnesiumoksyd og PEG 8000 er fremsatt i tabell D. "Shale Stability Index" som utvist ved fluidene ble evaluert og dataene er angitt i tabell D.

Eksempel 5

Fluider ble fremstilt som inneholdt konsentrasjonene av 9,24 volum% PEG 8000 og glyserin som angitt i tabell E,

2,855 kg/m<3> xantangummi, 11,42 kg/m<3> pregelatinert potetstivelse, 2,855 kg/m<3> magnesiumoksyd, 2,855 kg/m<3> K2HP04,

51,4 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat og 2,855 kg/m<3 >røksilika. Fluidene ble evaluert som i eks. 1. De oppnådde data er angitt i tabell E.

Dataene indikerer at fluidene i henhold til oppfinnelsen har utmerket termisk stabilitet og skiferstabiliserende egenskaper.

Eksempel 6

Fluider ble fremstilt som inneholdt konsentrasjonene av 9,24 volum% PEG 8000 oppløsning og en blanding av dipropylenglykol og tripropylenglykol som angitt i tabell F, 3,57 kg/m<3 >xantangummi, 10,7 kg/m3 modifisert stivelse nr. 1, 2,855 kg/m<3 >kalsiumkarbonat, 58,0 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat

og 2,855 kg/m<3> røksilika. Fluidene ble evaluert som i eks.

1. Dataene er angitt i tabell F.

Dataene indikerer igjen at fluidene i henhold til oppfinnelsen har utmerket termisk stabilitet og skiferstabiliserende egenskaper.

Eksempel 7

0,1558 m<3> av 9,24 volum% PEG 8000, 3,57 kg/m<3> xantangummi, 0,00143 m3/m<3> silikon-skumnedsetter, 5,71 kg/m<3> MgO,

2,855 kg/m<3> K2HP04, 57 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat og konsentrasjonene av røksilika, presipitert silika, modifisert stivelse nr. 1, modifisert stivelse nr. 2 er som angitt i tabell G. De oppnådde data er angitt i tabell G.

Tabell C

0,1558 m<3> av 9,24 vol.% PEG 8000, 3,57 kg/m<3> xantan-

gummi, 17,13 kg/m<3> indikert stivelsesderivat, 2,85 kg/m<3> MgO, 57,1 kg/m<3> størrelsessortert CaC03, 2,85 kg/m<3> K2HP04, 2,85 kg/m<3> røksilika, 0,00017m3/m<3> skumnedsetter

Tabell D

0,1526 m<3> indikert PEG oppløsning, 3,57 kg/m<3> xantangummi, 8,57 kg/m<3> modifisert stivelse I, 2,85 kg/m<3> røksilika, 2,85 kg/m<3> K2HP04, 57,1 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat, 0,00143 m<3>/m<3> silikon-skumnedsetter, og de indikert konsentrasjoner av magnesiumoksyd, dipropylenglykol (DPG) og PEG 8000

Tabell E

0,0779 m3 av 9,24 vol.% PEG 8000, indikert konsentrasjon av vann og/eller glyserin, 2,85 kg/m<3> xantangummi, 11,42 kg/m3 pregelatinert potetstivelse, 2,85 kg/m<3 >magnesiumoksyd, 2,85 kg/m<3> K2HP04, 5,4 kg/m3 størrelses-sortert kalsiumkarbonat, 2,85 kg/m3 røksilika

Tabell F

Indikert konsentrasjon av 9,24 vol.% PEG 8000 og

en blanding av dipropylenglykol og triprolypen-glykol, 10,7 kg/m<3> stivelsesderivat nr. I, 3,57 kg/m<3 >xantangummi, 2,85 kg/m<3> K2C03, 2,85 kg/m<3> røksilika og 58,0 kg/m<3> størrelsessortert kalsiumkarbonat

Tabell G

0,1558 m<3> av 9,24 vol.% PEG 8000, 3,57 kg/m<3> xantan-

gummi, 5,71 kg/m<3> MgO, 2,85 kg/m<3> K2HP04, 57 kg/m<3 >størrelsessortert kalsiumkarbonat, 0,00143 m<3>/m<3> silikon-skumnedsetter og de indikerte konsentrasjoner av røksilika, presipitert silika, modifisert stivelse nr. l og modifisert stivelse nr. 2.

Claims (14)

1. Fremgangsmåte for å øke den termiske stabiliteten av et vannbasert brønnborings- og vedlikeholdsfluid omfattende en biopolymer-viskositetsøker og en vannopp-løselig polyalkylenglykol-skiferinhibitor som har en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000, karakterisert ved at den omfatter innlemmelse i fluidet av en amorf silika-viskositetsøker i en mengde som er tilstrekkelig til å øke fluidets termiske stabilitet som målt ved viskositeten av fluidet ved den lave skjærhastighet 0,06 sek"<1> og hvori konsentrasjonen av polyalkylenglykol er tilstrekkelig til å gi fluidet en "Shale Stability Index" på minst omtrent 80.

2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori konsentrasjonen av polyalkylenglykol er tilstrekkelig til å gi fluidet en "Shale Stability Index" på minst omtrent 90.

3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 eller 2, hvori polyalkylenglykolen er en polyetylenglykol.

4. Fremgangsmåte som angitt i krav ett eller flere av kravene 1 til 3, som omfatter innlemmelse i fluidet av et vannoppløselig salt.

5. Fremgangsmåte som angitt i krav 4, hvori det vannopp-løselige salt er et kaliumsalt.

6. Fremgangsmåte som angitt i krav 4, hvori det vannopp-løselige salt er valgt fra gruppen omfattende dikalium-hydrogenfosfat, kaliumcitrat, kaliumacetat, kaliumkarbonat, kaliumbromid, kaliumnitrat, kaliumoksalat, kaliumformat, natriumbromid, cesiumklorid og blandinger derav.

7. Vannbasert brønnborings- og vedlikeholdsfluid, karakterisert ved at det omfatter en vandig fase, en biopolymer-viskositetsøker og en vann-oppløselig polyalkylenglykol-skiferinhibitor som har en molekylvekt fra omtrent 1000 til omtrent 10000, idet fluidet omfatter en amorf silika-viskositetsøker i en mengde som er tilstrekkelig til å øke fluidets termiske stabilitet som målt ved viskositeten av fluidet ved den lave skjærhastighet 0,06 sek"<1> og hvori konsentrasjonen av polyalkylenglykol er tilstrekkelig til å gi fluidet en "Shale Stability Index" på minst omtrent 80.

8. Fluid som angitt i krav 7, hvori konsentrasjonen av polyalkylenglykol-skiferinhibitoren er tilstrekkelig til å gi fluidet en "Shale Stability Index" på minst omtrent 90.

9. Fluid som angitt i krav 7 eller 8, hvori polyalkylenglykolen er en polyetylenglykol.

10. Fluid som angitt i ett eller flere av kravene 7 til 9, som ytterligere omfatter et vannoppløselig salt.

11. Fluid som angitt i krav 10, hvori det vannopp-løselige salt er kaliumsalt.

12. Fluid som angitt i krav 10, hvori det vannopp-løselige salt er valgt fra gruppen omfattende dikalium-hydrogenfosfat, kaliumcitrat, kaliumacetat, kaliumkarbonat, kaliumbromid, kaliumnitrat, kaliumoksalat, kaliumformat, natriumbromid, cesiumklorid og blandinger derav.

13. Fluid som angitt i krav 7, hvori biopolymer-viskosi-tetsøkeren er en xantangummi og hvori fluidet videre omfatter et stivelseseterderivat-tilstningsstoff for regulering av filtreringstap.

14. Fluidet som angitt i krav 13, hvori det amorfe silika er et røksilika.