NO340427B1 - Borefluid og fremgangsmåte for rotasjonsboring - Google Patents

Description

Ved rotasjonsboring av underjordiske brønner forventes en rekke funksjoner og egenskaper hos et borefluid. Et borefluid bør sirkulere gjennom brønnen og bære borekaks fra nedenfor borekronen, transportere borekaksen opp ringrommet og tillate separasjon derav på overflaten. Samtidig forventes borefluidet å avkjøle og rense borekronen, redusere friksjonen mellom borestrengen og hullsidene, og opprettholde stabilitet i borehullets uforede deler. Borefluidet bør også danne en tynn, lavpermeabilitets-filterkake som forsegler åpningene i formasjonene som penetrert ved borekronen og virke til å redusere den uønskede innstrømning av formasjons-fluider fra permeable bergarter.

Borefluider er typisk klassifisert i henhold til deres basis-material. I oljebasisfluider, er faste partikler suspendert i olje, og vann eller saltvann kan emulgeres med oljen. Oljen er typisk den kontinuerlige fasen. I vannbasisfluider, er faste partikler suspendert i vann eller saltvann, og oljen kan være emulgert i vannet. Vannet er typisk den kontinuerlige fasen. Pneumatiske fluider er en tredje klasse av borefluider hvor en strøm av luft eller naturgass med høy hastighet fjerner borekaksen.

Oljebaserte borefluider anvendes generelt i form av inverte emulsjonsslam. Et invert-emulsjonsslam består av tre faser: en oljeholdig/oljeaktig fase, en ikke-oljeholdig fase og en fase av fint oppdelte partikler. Det er også typisk inkludert emulgeringsmidler og emulgeringsmiddelsysterner, vektmidler, tilsetningsstoffer mot filtreringstap, alkalinitets-regulatorer og lignende, for å stabilisere systemet sett under ett og for å etablere de ønskede ytelsesegenskaper. Fullstendig informasjon kan man f.eks. finne i artikkelen av P. A. Boyd et al med tittel "New Base Oil Used in Low-Toxicity Oil Muds" i the Journal of Petroleum Technology, 1985, 137 til 142 og i artikkelen til R. B. Bennet med tittelen "New Drilling Fluid Technology-Mineral Oil Mud" i Journal of Petroleum Technology, 1984, 975 til 981 og i litteraturen angitt heri.

US 2001/009890 vedrører en invert-emulsjon som er egnet for boring av underjordiske brønner, særlig olje- og gassbrønner med negativ alkalinitet og som inkluderer en oljeholdig fase og en ikke-oljeholdig fase og et emulgeringsmiddel som stabiliserer invert-emulsjonen under forhold med lav alkalinitet.

Det er viktig at boreren av underjordiske brønner er i stand til å kontrollere de reologiske egenskapene til borefluidene.

I olje- og gassindustrien i dag er det ønskelig at tilsetningsstoffer virker både onshore og offshore og i miljøer med ferskvann og saltvann. I tillegg, da boreoperasjoner inn-virker på planteliv og dyreliv, bør borefluidtilsetningsstoffer ha lave toksisitetsnivåer og bør enkelt kunne håndteres og anvendes for å minimalisere farene for miljøforurensning og skade på operatører. Et hvilket som helst borefluidtil-setningsstof f bør også tilveiebringe de ønskede resultater men samtidig bør tilsetningsstoffet ikke inhibere den ønskede yteevnen til andre komponenter i borefluidet. Utviklingen av slike tilsetningsstoffer vil hjelpe olje- og gassindustrien med å tilfredsstille det lenge følte behovet for overlegne borefluidtilsetningsstoffer som virker til å kontrollere de reologiske egenskapene til borefluider.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører et borefluid ifølge krav 1.

Oppfinnelsen vedrører også en fremgangsmåte for rotasjonsboring av en underjordisk brønn ved anvendelse av et borefluid ifølge krav 10.

Særlige utførelsesformer derav er omtalt i henholdsvis kravene 2-9 og 11-13.

Formålet med den foreliggende oppfinnelse er generelt rettet mot et borefluid som er utformet til å inkludere: et oljeholdig fluid som danner den kontinuerlige fasen; et ikke- oljeholdig fluid som danner den diskontinuerlige fasen; et primært emulgeringsmiddel som har en tilstrekkelig kosentra-sjon til å stabilisere den inverte emulsjon, og et reologimodifiseringsmiddel som er valgt for i det vesentlige å oppnå de resultater som er angitt over.

Det er foretrukket at reologimodifiseringsmiddelet er i en konsentrasjon som er tilstrekkelig for å oppnå resultatet beskrevet over. Reologimodifiseringsmiddelet er valgt fra polykarboksylsyre-fettsyrer og polyamider, hvor polykarboksylsyre-fettsyren er valgt fra en dimer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, trimer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, tetramer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, og blandinger av disse syrer, og hvor polyamidet er kondensasjonsreaksjonsproduktet av en C12-C22fettsyre og et polyamin valgt fra gruppen bestående av dietylentriamin, trietylentetramin og pentaetylentetramin. Som angitt over, danner det oljeholdige fluid anvendt i den foreliggende illustrerende ut-førelsesform, den kontinuerlige fasen og er fra 30 volum% til 100 volum% av borefluidet og er foretrukket valgt fra dieselolje, mineralolje, syntetisk olje, estere, etere, acetaler, dialkylkarbonater, olefiner, så vel som kombinasjoner og blandinger av disse og tilsvarende forbindelser som bør være kjent for en fagkyndig på området. I en annen illustrerende utførelsesform, utgjør det ikke-oljeholdige fluid den diskontinuerlige fasen og er fra 1 volum% til 70 volum% av det nevnte borefluid hvor det foretrukne ikke-oljeholdige fluid valgt fra ferskvann, sjøvann, en saltlake inneholdende organiske eller uorganiske oppløste salter, en væske inneholdende vannblandbare organiske forbindelser, så vel som kombinasjoner og blandinger av disse og tilsvarende forbindelser som bør være kjent for en fagkyndig på området.

Et illustrerende primært emulgeringsmiddel bør være tilstede i en tilstrekkelig konsentrasjon for å stabilisere den inverte emulsjon og er foretrukket valgt fra forbindelser som inkluderer fettsyrer, såper av fettsyrer, amidoaminer, poly amider, polyaminer, oleatestere, slik som sorbitanmonoleat, sorbitandioleat, imidazolinderivater eller alkoholderivater og kombinasjoner eller derivater av de ovennevnte. Blandinger av disse materialer så vel som andre emulgeringsmidler kan anvendes for denne søknad, så vel som kombinasjoner og blandinger av disse og tilsvarende forbindelser som bør være kjent for en fagkyndig på området. I en illustrerende utførelses-form er et vektmiddel eller et tettingsmiddel ("bridging agent") eventuelt inkludert i borefluidet og i slike tilfeller er vektmiddelet eller tettingsmiddelet valgt fra galena, hematitt, magnetitt, jernoksyder, illmenitt, baritt, sideritt, celestitt, dolomitt, kalsitt så vel som kombinasjoner og blandinger av disse og tilsvarende forbindelser som bør være kjent for en fagkyndig på området. Som angitt tid-ligere, kan de illustrerende fluider også inkludere konvensjonelle komponenter for invert-emulsjonsboreslam, som inkluderer men som ikke er begrenset til, midler mot filtreringstap, alkalireservematerialer og andre konvensjonelle invert-emulsjonsborefluidkomponenter som bør være vel kjent for fagkyndig på området.

I en annen illustrerende utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse omfatter borefluidet ifølge oppfinnelsen i tillegg en organofil leire.

En fagkyndig på området bør også forstå og innse at den foreliggende oppfinnelsesgjenstand inkluderer anvendelsen av fluidene omtalt heri under boringen av en underjordisk brønn.

Disse og andre trekk er fremsatt mere detaljert i den etter-følgende beskrivelse av foretrukne eller illustrerende utfør-elsesformer av den foreliggende oppfinnelse som angitt heri.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt et oljebasis-borefluid som er anvendbart med utføring av boring, komplet-tering og overhaling av underjordiske brønner, foretrukket olje- og gassbrønner. Fluidene kan også anvendes som pakke-fluider, fraktureringsfluider og andre tilsvarende anvendel ser for brønnboring hvori flat/ensartet-reologi («flat-rheology») egenskaper er ønskelige. Anvendbarheten av borefluidene og invert-emulsjonsfluidene som angitt i dette dokument bør være kjent for en fagkyndig på området som omtalt i boken COMPOSITION AND PROPERTIES OF DRILLING AND COMPLETION FLUIDS, 5th Edition, H.C.H. Darley and George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988.

Et borefluid ifølge oppfinnelsen utformes til å inkludere et oljeholdig fluid, et ikke-oljeholdig fluid, et primært emulgeringsmiddel og et reologimodifiseringsmiddel. Hver av disse komponenter er angitt mere detaljert under.

Et oljeholdig fluid er en væske og mere foretrukket en natur-lig eller syntetisk olje og mere foretrukket er det oljeholdige fluid valgt fra gruppen som inkluderer dieselolje, mineralolje, en syntetisk olje, slik som polyolefiner, poly-diorganosiloksaner, siloksaner eller organosiloksaner, og blandinger derav. Konsentrasjonen av det oljeholdige fluid bør være tilstrekkelig til at det dannes en invert-emulsjon og kan være mindre enn 99 volum% av den inverte emulsjon. I en utførelsesform er mengden av oljeholdig fluid fra 30 volum% til 95 volum% og mere foretrukket fra 40 volum% til 90 volum% av invert-emulsjonsfluidet. Det oljeholdige fluid kan i en utførelsesform inkludere en blanding av interne olefiner og alfa-olefiner. Som omtalt i en samtidige patentsøknad med tittelen " ENVIRONMENTALLY FRIENDLY OLEFIN MIXTURE DRILLING FLUIDS", kan en kombinasjon av inverte og alfa-olefiner anvendes for å danne et borefluid med en balanse mellom ønskelige egenskaper slik som toksisitet og bionedbrytbarhet.

Spesielt, i en illustrerende utførelsesform, fremstilles en blanding av et Ci6-is internt olefin, et C15-18internt olefin, et C15-16internt olefin og et Ci6alfa-olefin med et vektforhold på henholdsvis 5/2/1,5/1,5. Dette resulterer i et oljeholdig fluid med en balanse for toksisitet og bionedbrytningsegenskaper.

Det ikke-oljeholdige fluid som anvendes i utformingen av invert-emulsjonsfluidet er en væske og foretrukket en vandig væske. Mere foretrukket kan den ikke-oljeholdige væske velges fra gruppen som inkluderer ferskvann, sjøvann, en saltlake inneholdende organiske og/eller uorganiske oppløste salter, væsker inneholdende vannblandbare organiske forbindelser, kombinasjoner av disse og tilsvarende forbindelser anvendt i utformingen av inverte emulsjoner. Mengden av det ikke-oljeholdige fluid er typisk mindre enn den teoretiske maksimale grensen for å danne en invert-emulsjon. Således, i en illustrerende utførelsesform, er mengden av ikke-oljeholdig fluid mindre enn 70 volum% og foretrukket fra 1 volum% til 70 volum%. I en annen illustrerende utførelsesform, er det ikke-oljeholdige fluid foretrukket fra 5 volum% til 60 volum% av invert-emulsjonsfluidet.

Det primære emulgeringsmiddel, anvendt i utformingen av et borefluid i overensstemmelse med læren i den foreliggende oppfinnelse, bør velges for å danne en anvendbar og stabil invert-emulsjon som er egnet for rotasjonsboring. Det primære emulgeringsmiddel bør være tilstede i en konsentrasjon som tilstrekkelig til å danne en stabil invert-emulsjon som er anvendbar for rotasjonsboring. Emulgeringsmidlene som er vist å være anvendbare i emulsjonene ifølge oppfinnelsen er fettsyrer, såper av fettsyrer, amidoaminer, polyaminer, oleatestere, slik som sorbitanmonoleat, sorbitandioleat, imidazolinderivater eller alkoholderivater og kombinasjoner eller derivater av de ovennevnte. Blandinger av disse materialer så vel som andre emulgeringsmidler kan anvendes i forbindelse med denne søknad. Andre surfaktantforbindelser kan anvendes sammen med det primære emulgeringsmiddel anvendt heri. I slike tilfeller er det imidlertid viktig at mengden og naturen til disse supplerende surfaktanter ikke bør inter-ferere med de evner og egenskaper som er gitt til invert-emuls j ons fluidet ved det reologimodifiserende middel til å virke som beskrevet over.

Reologimodifiseringsmiddelet ifølge den foreliggende beskrivelse anvendes for å redusere økningen i viskositet, dvs. utflate de reologiske egenskaper til borefluidet over et temperaturområde fra 4°C til 65,5°C. I en illustrerende utførelsesform er reologimodifiseringsmiddelet en polykarboksylsyrefettsyre. Mere foretrukket er poly-karboksylsyrefettsyren en trimer og har derfor minst tre karboksylgrupper i molekylet, og mere foretrukket er den trimere polykarboksylsyren avledet fra tallolje eller andre tilsvarende umettede karboksylsyrer med lang kjede (dvs. fettsyrer) med fra 12 til 22 karbonatomer. En særlig foretrukket utførelsesform er kommersielt tilgjengelig fra M-I, i Houston TX som EMI-755. Det skal bemerkes at polykarboksyl-syref ettsyrene som benyttes i den foreliggende oppfinnelse kan inkludere en dimer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, trimer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, tetramer-poly-karboksyl C12til C22fettsyre, og blandinger av disse syrer.

I en annen illustrerende utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse er reologimodifiseringsmiddelet et proprietært polyamidbasert reologimodifiseringsmiddel basert på en blanding av amider og aminer som kommersielt er tilgjengelig fra M-I i Houston TX som EMI-756. Når reologimodifiseringsmiddelet er et polyamid, er polyamidet kondensasjonsreaksjonsproduktet av en C12-C22fettsyre og et polyamin valgt fra gruppen bestående av dietylentriamin, trietylentetramin og pentaetylentetramin. Generelt er kondensasjonsproduktet basert på en ekvivalent fettsyre for hver ekvivalent av amin tilstede i aminutgangsmaterialet.

Konsentrasjonen av reologimodifiseringsmiddelet bør være tilstrekkelig til å oppnå resultatene ifølge oppfinnelsen. I en illustrerende utførelsesform hvori reologimodifiseringsmiddelet er en trimer-polykarboksylsyre av tallolje, kan konsentrasjonen av turmerinsyre tilstede i borefluidet strek-ke seg fra 0,4 til 19,3 kg/m<3>(0, 1 til 5 pounds per barrel) av borefluid og mere foretrukket fra 1,9 til 7,7 kg/m3 (0,5 til 2 pounds per barrel) av fluid. I en annen illustrerende utførelsesform har polyamidet en konsentrasjon som er større enn 0,4 og opp til 19,3 kg/m3 (0,1 og opp til 5,0 pounds per barrel).

Idet man ikke ønsker å være bundet av noen spesifikk virk-ningsteori, mener man at de relativt flate reologiprofiler som oppnås ved den foreliggende oppfinnelse er resultatet av interaksjonen av reologimodifiseringsmiddelet med de fine faststoffene, slik som organofile leirer og faststoffer med lav tyngdekraft tilstede i borefluidet. Det antas at interaksjonen er noe temperaturmotivert på en slik måte at for-økelsen er større ved høyere temperaturer og mindre ved lavere temperaturer. En teori er at forandringen i temperatur fører til en forandring i den molekylære bekreftelse av reologimodifiseringsmiddelet slik at ved høyere temperaturer observeres flere molekylære interaksjoner og således høyere viskositet enn det som observeres ved lavere temperaturer. Alternativt er det spekulert i at absorpsjon/desorpsjon av reologimodifiseringsmiddelet på overflatene til faststoffene tilstede i fluidet er relatert til de observerte viskositetsegenskaper. Uavhengig av virkningsmåte, har man funnet at tilsetningen av reologimodifiseringsmidlene, som omtalt heri, til borefluider resulterer i viskositetsegenskapene som observert og angitt under.

De angitte borefluidene er særlig anvendbare for boring, kom-plettering og overhaling av underjordiske olje- og gassbrøn-ner. Fluidene er spesielt anvendbare ved utforming av boreslam og kompletteringsfluider for anvendelse i høy-avviks-brønner og lange horisontalbrønner. Slike slam og fluider er særlig anvendbare for boring av horisontale brønner inn i hydrokarbonbærende formasjoner.

Fremgangsmåten anvendt for fremstilling av borefluider som her er omtalt er ikke kritisk. Konvensjonelle metoder kan anvendes for å fremstille borefluidene ifølge oppfinnelsen på en måte som er analog med dem som normalt anvendes, for å fremstille konvensjonelle oljebaserte borefluider. I en representativ prosedyre, blir en ønsket mengde av oljeholdig fluid slik som en basisolje og en passende mengde av det primære emulgeringsmiddel blandet sammen etterfulgt av reologimodifiseringsmiddelet og de gjenværende komponenter tilsettes med kontinuerlig blanding. En invert -emulsjon basert på dette fluid kan dannes ved kraftig rysting, blanding eller bruk av skjærkraft av det oljeholdige fluid med et ikke-oljeholdig fluid.

Fluidene ifølge oppfinnelsen kan videre inneholde ytterligere komponenter avhengig av sluttbruken av den inverte emulsjon så lenge det ikke interfererer med funksjonaliteten til reologimodifiseringsmidlene beskrevet heri. Alkalireserve, fuktemidler, organofile leirer, viskositetsøkere, vektmidler, tettingsmidler og midler mot filtreringstap kan f.eks. tilsettes til fluidsammensetningene ifølge oppfinnelsen for ytterligere funksjonelle egenskaper. Tilsetningen av slike midler bør være vel kjent for en fagkyndig på området for å formulere borefluider og boreslam.

I mange inverte emulsjoner er det konvensjonelt å inkludere en alkalireserve slik at den totale fluidformulering er basisk (dvs. pH større enn 7). Denne er typisk i form av kalk eller alternativt av blandinger av alkali- og jord-alkali-oksyder og -hydroksyder. En fagkyndig på området vil forstå og erkjenne at kalkinnholdet i et borefluid vil variere avhengig av de operasjoner som foretas og formasjonene som bores. Videre skal det forstås at kalkinnholdet, også kjent som alkalinitetreserve eller alkalisk reserve er en egenskap som typisk måles i overensstemmelse med de anvendbare API standarder som benytter metoder som bør være vel kjente for fagkyndig på området innen slamformulering.

Fuktemidler som kan være passende for anvendelse inkluderer, rå-tallolje, oksidert rå-tallolje, organiske fosfatestere, modifiserte imidazoliner og amidoaminer, alkylaromatiske sulfater og sulfonater og lignende, og kombinasjoner eller derivater av disse. Versawet og Versawet NS er eksempler på kommersielt tilgjengelige fuktemidler som produseres og distribueres av M-I L.L.C som kan anvendes i de angitte borefluider. Silwet L-77, L-7001, L7605 og L-7622 er eksempler på kommersielt tilgjengelige surfaktanter og fuktemidler som produseres og distribueres av Union Carbide Chemical Company Inc.

Organofile leirer, normalt aminbehandlede leirer, kan anvendes som viskositetsøkere i fluidsammensetningene til den angitte oppfinnelsesgjenstand. Mengden av organofil leire som anvendes i sammensetningen bør minimaliseres for å unngå en negativ effekt på de reologiske egenskapene til borefluidene ifølge oppfinnelsen. Normalt er imidlertid omtrent 0,1 vekt% til 6 vekt% tilstrekkelig for de fleste anvendelser. VG-69 og VG-PLUS er organoleirematerialer som distribueres av M-I L.L.C., og Versa-HRP er et polyamidharpiksmaterial produsert og distribuert av M-I L.L.C, som kan anvendes i borefluidene ifølge oppfinnelsen.

Vektøkende midler eller densitetsmaterialer som er egnet for anvendelse i de beskrevne borefluider inkluderer galena, hematitt, magnetitt, jernoksyder, illmenitt, baritt, sideritt, celestitt, dolomitt, kalsitt og lignende. Mengden som tilsettes av et slikt material, om noe, avhenger av den ønskede densiteten til sluttsammensetningen. Vektmaterial tilsettes typisk for å gi en borefluiddensitet på omtrent 2876 kg/m<3>(24 pounds per gallon). Vektmaterialet tilsettes foretrukket opp til 2516 kg/m3 (21 pounds per gallon) og mest foretrukket opp til 2337 kg/m3 (19,5 pounds per gallon) .

Midler mot filtreringstap virker typisk ved å dekke veggene i borehullet når brønnen bores. Passende midler mot filtreringstap som kan anvendes i forbindelse med oppfinnelsen inkluderer modifiserte lignitter, asfaltforbindelser, gilsonitt, organofile humater fremstilt ved å reagere humin-syre med amider eller polyalkylenpolyaminer og andre ikke-toksiske tilsetningsstoffer mot filtreringstap. Typisk til settes midler mot filtreringstap i mengder som er mindre enn 10 vekt% og foretrukket mindre enn 5 vekt% av fluidet.

De etterfølgende eksempler er inkludert for å vise de foretrukne utførelsesformer av det patentsøkte i forbindelse med oppfinnelsen. Det skal forstås av fagkyndig på området at teknikker og sammensetninger som angitt i eksemplene i det etterfølgende representerer teknikker som av oppfinnerne er oppdaget til å fungere godt og som således kan betraktes til å utgjøre foretrukne praktiske utførelsesformer. En fagkyndig på området vil i lys av den foreliggende beskrivelse imidlertid forstå at en rekke forandringer kan gjennomføres i de spesifikke utførelsesformer som er angitt og fremdeles oppnå et likt eller tilsvarende resultat uten å avvike fra rammen i de påfølgende krav.

Generell informasjon som er relevant for eksemplene

Disse tester gjennomføres i overensstemmelse med prosedyrene i API Bulletin RP 13B-2, 1990. De etterfølgende forkortelser anvendes noen ganger for å beskrive resultatene fra forsøk-ene .

"PV" er plastisk viskositet, som er en variabel anvendt i beregningen av viskositetsegenskaper til et borefluid, målt i centipoise (cp) enheter.

"YP" er flytegrense, som er en annen variabel anvendt i beregningen av viskositetsegenskaper til borefluider, målt i kg/m<2>(pounds per 100 square feet (lb/100 ft2) ) .

"AV" er tilsynelatende viskositet, som er en annen variabel, anvendt i beregningen av viskositetsegenskapene til borefluid, målt i centipoise (cp) enheter.

"GELS" er et mål på suspensjonsegenskapene, eller de tikso-tropiske egenskapene til et borefluid, målt i kg/m<2>(pounds per 100 square feet (lb/100 ft2) ) .

"API F.L." er betegnelsen anvendt for API filtreringstap i milliliter (ml).

HTHP" er betegnelsen anvendt for høy-temperatur høy-trykk filtreringstap målt i milliliter (ml) i henhold til API bulletin RP 13 B-2, 1990.

Komponentene i de patentsøkte borefluider omfatter oljeholdig fluid, et ikke-oljeholdig fluid, en emulgeringsmiddel-enhet og et reologimodifiseringsmiddel. Andre kjemikalier anvendt for å danne systemet er hovedsakelig de samme som dem som typisk anvendes ved utforming av konvensjonelle systemer med invert borefluid. En beskrivelse av individuelle komponenter er gitt under: EMI 595 - er det viktigste emulgeringsmiddelet og er et amidoamin og har en kjemi og struktur som er utformet til å minimalisere interaksjoner med formasjon og borefaststoffer.

Den anbefalte konsentrasjon er 27-31 kg/m<3>(7-8 ppb), men det kan anvendes i konsentrasjoner som varierer fra 19,3-38,7 kg/m<3>(5 til 10 ppb). Høyere konsentrasjoner kan imidlertid resultere i en mindre fortynningseffekt med hensyn til reologi. Produktet er kommersielt tilgjengelig fra Champion Chemicals og/eller M-I LLC.

EMI-157 - er et oleinsyrebasert fuktemiddel og anvendes som et sekundært emulgeringsmiddel. Den anbefalte konsentrasjon er 3,9-7,7 kg/m<3>(1-2 ppb). Konsentrasjoner over 7,7 kg/m<3>

(2 ppb) bør pilottestes for økning i reologi og glans-beskaffenhet for systemet. Produktet er kommersielt tilgjengelig fra M-I LLC.

EMI-755 - er et trimer-syrebasert reologimodifiseringsmiddel.

Den flate reologi profilen genereres ved å anvende dette reologimodifiseringsmiddel. Forbindelsen menes å øke laveste ("low-end") reologi og flytegrense ved å interagere med fine faststoffer slik som organoleire og faststoffer med lav tyngdekraft. Interaksjonen viser seg å være temperatur-avhengig på en slik måte at økningen er større ved høye temperaturer og mindre ved lave temperaturer. Man mener at interaksjonen kan skyldes en forandring i konformasjonen av trimersyren med temperatur, slik som at den kan åpne opp mere ved høye temperaturer og således generere mere viskositet enn ved lave temperaturer, eller kan skyldes adsorpsjon/desorp-sjon fra overflatene til faststoffene. Økningen i laveste reologi og flytegrense kan påvirkes av mengden av organoleire og fine faststoffer med lav tyngdekraft i systemet. En større mengde organoleirer eller fine faststoffer med lav tyngdekraft har en tilbøyelighet til å bevirke en større økning i disse egenskaper og en flatere profil. Når denne forbindelse anvendes som reologimodifiseringsmiddelet, er det best å holde innholdet av faststoffer med lav tyngdekraft i området fra 2-4%. Den anbefalte konsentrasjon er fra 0,4 opp til 19,3 kg/m<3>(0,1 opp til 5,0 ppb) og foretrukket 3,9-7,7 kg/m<3>(1-2 ppb).

EMI-756 - er en polyamidbasert viskositetsøker og reologi-modif iseringsmiddel som kan anvendes for å øke viskositet og forbedre sigekontroll i flat-reologi systemet etter behov. Denne viskositetsøker er kjemisk forskjellig fra det trimer-syrebaserte reologimodifiseringsmiddel, og den interagerer således forskjellig med faststoffer. Denne polymer kan generere høy viskositet når tilsatt til et system inneholdende en moderat til stor mengde faststoffer med lav tyngdekraft, og derfor er en pilottest svært anbefalt før tilsetning derav. Den anbefalte konsentrasjon er fra 0,4 opp til 19,3 kg/m<3>(0,1 opp til 5,0 ppb) og foretrukket 1-3,9 kg/m<3>(0,25 - 1,0 ppb) .

EMI-711 - er et fortynningsmiddel som kan anvendes for å redusere den totale reologien i systemet uten signifikant å forandre den flate reologi profilen. På grunn av dets potens, bør EMI-711 pilottestes før tilsetning til det aktive system. Et behandlingsnivå på 1 kg/m<3>(0,25 ppb) eller mindre er typisk et godt utgangspunkt.

VG Plus - Denne organoleire anvendes i en minimal mengde for å tilveiebringe noe substans og viskositet for korrekt baritt-suspensjon og gelstyrke. 3,9 - 7,7 kg/m<3>(1-2 ppb) av denne organoleire bør typisk være tilstrekkelig for dette formål. For anvendelse ved høye temperaturer eller for baritt-sigekontroller, kan andre organoleirer, som Bentone 42 og VG Supreme, anvendes for å erstatte VG Plus. VG Plus kan tilsettes i form av en forblanding under boring for å opprettholde den flate reologi profilen. VG-Plus er kommersielt tilgjengelig fra M-I LLC.

EcoTrol - er et middel mot filtreringstap. Typisk konsentrasjon som er nødvendig er 1,9 - 3,9 kg/m<3>(0,5 - 1,0 ppb) for flat-reologisystemet. Temperatur og skjærkraft har tendens til å forenkle dispergering og solubilisering av dette produkt i systemet. EcoTrol er kommersielt tilgjengelig fra M-I LLC.

Eksempel 1: Basisslamformulering og egenskap

Sammensetning og blanding av tre flat-reologi fluider med slamvekt fra 1318 kg/m<3>til 1869 kg/m<3>(11,0 ppg til 15,6 ppg) er vist i Tabell 1 som en illustrasjon. Blanding av de angitte borefluidformuleringer er ikke signifikant forskjellige fra prosessene for blanding av andre invert-emuls j onf luider . Slike prosesser bør være vel kjent for en fagkyndig på området innen borefluiddannelse. På grunn av at de stabiliserende effekter fra skjærkraft, temperatur og bore-faststoffer imidlertid ikke er tilgjengelig i blandeanlegg, kan de initiale egenskapene til et nylaget invert-emulsjonsfluid være ganske forskjellige fra et anvendt feltboreslam. For å sikre at de initiale egenskapene til EMS 4000 vil nærme seg sine stabiliserte egenskaper må emulsjonsstabilitet til fluidet også ofte måles for å sikre at tilstrekkelig skjærkraft er blitt anvendt. For å opprettholde en lav og flat-reologi profil ble S/W forholdet, mengder av organoleire og reologimodifiseringsmiddel justert i liten grad i henhold til boreslamvekten.

Tabell 1. Sammensetning av flat-reologi systemet med forskjellige syntetisk middel/vann-forhold og boreslamvekt. Den anbefalte rekkefølge for blanding er den samme som rekke-følgen for produktene som er angitt.

De reologiske egenskaper og HTHP filtreringstap-egenskapene for de ovennevnte flat-reologi fluider etter varmvalsing er vist i Tabell 2. For å vise flat-reologi profilen, ble reologien til fluidene målt ved å anvende Fann 35A viskosimeter ved 4°C, 21°C og 38°C, eller 4°C, 38°C og 65°C etter varmvalsing ved henholdsvis 38°C eller 65°C i 16 timer. Da 1318 kg/m<3>(11,0 ppg) fluidet ble varmvalset ved kun 38°C, ble målingen ved 65°C betraktet som irrelevant.

Tabell 2. Egenskaper for typiske flat-reologi fluider etter varmvalsing (AHR) ved indikerte temperaturer

Ved evaluering av de ovennevnte illustrerende data, bør en fagkyndig på området merke seg at tilsvarende reologi utvises til tross for forskjellige boreslamvekter. Det skal videre bemerkes at mens der var en lett forandring i reologi for boreslam-formuleringen er forandringen mindre vesentlig enn et sammenlignbart boreslam uten fordelen med reologimodifiseringsmidlene som omtalt heri.

Eksempel 2: Effekter av innhold av organoleire og reologi-modif iseringsmiddel

På grunn av at flat-reologi egenskapene ble produsert fra interaksjonen av reologimodifiseringsmiddelet og organo-leirene, er det nødvendig å undersøke effekten av reologi-modif iseringsmiddel som en funksjon av organoleireinnhold.

En evaluering av de oppnådde data viser forandringen i

reologiske egenskaper som en funksjon av innholdet av organoleire (C) og reologimodifiseringsmiddel (RM). For å forenkle en direkte sammenligning, er en grafisk sammenligning anvendbar så lenge som den vertikale skala justeres til det samme i alle de tre plottene. En fagkyndig på området bør merke seg, i de ovennevnte illustrerende data, en trend av økende egenskaper med økende innhold av organoleire og reologimodifiseringsmiddel. Basert på de initiale data, ble det konklu-dert at den mest effektive systemformulering vil være en som inneholder 3,9-7,7 kg/m<3>(1-2 ppb) organoleirer, 19,3-27 kg/m<3>(5-8 ppb) emulgeringsmiddel, 3,9-7,7 kg/m<3>(1-2 ppb) fuktemiddel, 3,9-7,7 kg/m<3>(1-2 ppb)

reologimodifiseringsmiddel og 1,9-3,9 kg/m<3>(0,5-1 ppb) middel mot filtreringstap.

Eksempel 3: Effekter av faststoff-, sjøvann- og sementkontaminering

Ved å anvende 1557 kg/m<3>(13,0 ppg) fluid som et eksempel, er retensjonen i flat-reologi egenskapen til systemet i tilfellet av borefaststoff-, sjøvann- og sementkontaminering illustrert i Tabell 3. Fordi systemet ikke er 100% inert overfor kontaminering, forekom enkelte forandringer i reologiske egenskaper etter at hvert kontamineringsmiddel var tilsatt, sammenlignet med basisslammet uten kontamineringsmiddel. En merkbar forandring er økning i 10-min gelstyrken etter faststoff-kontaminering. Denne økningen skyldes interaksjonen av reologi-modifiseringsmiddelet og faststoffene med lav tyngdekraft.

Tabell 3. Effekter av faststoff-, sjøvann-, sement-kontaminering på et 1557 kg/m<3>(13 ppg) flat-reologiboreslam. Bemerk at flat-reologi profilen bibeholdes etter kontamineringen, til tross for noen merkbare forandringer i reologi.

Ved vurdering av de ovennevnte illustrerende data, bør en fagkyndig forstå og anerkjenne at i en sammenligning av 6- rpm-avlesingen, YP, og 10' gelstyrke for OCMA leire-, sjø-vann- og sement-kontaminerte fluider med basis-boreslam, er den opprinnelige flat-reologi egenskapen mer eller mindre bibeholdt etter kontamineringen.

Tilsvarende kontamineringstester er også blitt gjennomført ved å anvende 1318 kg/m<3>(11,0 ppg) boreslamformuleringen.

På grunn av den høyere organoleiren i formuleringen, resulterte faststoff-kontamineringen i en større økning i reologi. Når systemet ble korrekt fortynnet med en forblanding for å opprettholde den opprinnelige boreslamvekt, falt imidlertid reologien tilbake til det ønskede området. Illustrative reologiske forandringer for 1318 kg/m3 (11,0 ppg) systemet før og etter faststoff-kontamineringen og fortynningen er angitt i Tabell 4.

Tabell 4. Reologiske egenskaper for 1318 kg/m<3>(11,0 ppg) systemet etter faststoff-kontaminering og 10% fortynning med et lett-basisfluid med et 80/20 S/W forhold.

En fagkyndig på området bør forstå at de ovenfor illustrerende forsøksresultater indikerer at for feltforsøket kan systemegenskapene bibeholdes med rett fortynning. Behandling med en liten mengde fortynningsmiddel kan anvendes for ytterligere å redusere reologien.

Eksempel 4: Tilsetning av kalk

Under testing av 1318 kg/m<3>(11 ppg) borefluidet formulert som angitt heri ble det lagt merke til at flat-reologi profilen er mere tydelig etter varmealdring enn før varmealdring, som indikerer at tid og temperatur kan være viktige faktorer som kan stabilisere flat-egenskapene. For de fleste anvendelser hvor bunnhullstemperaturen er over 65°C, bør fluidsystemet stabilisere seg etter noen få dagers boring. I brønner med en lav bunnhullstemperatur og en kort seksjonslengde, kan imidlertid flat-reologi egenskapen ikke bli fullt utviklet og stabilisert. Det kan således være nødvendig å oppnå flat-reologien angitt heri med et nylaget fluid. I prosessen med å prøve å stabilisere flat-reologi egenskapen til nylaget fluid, ble det konstatert at tilsetning av kalk kan understøtte oppnåelse av dette mål.

Tabell 5 viser egenskapene for to 1318 kg/m<3>(11,0 ppg) fluider (A og B) som var blandet under tilsvarende betingelser med tilsvarende boreslamsammensetning. Den eneste forskjellen er at det andre fluidet (B) hadde et ekstra pund med kalk tilsatt på slutten av blandingen. Tabell 5. Tilsetning av ett ekstra pund kalk på slutten av blandingen tenderer til å stabilisere flat-reologi profilen før varmealdring. Både A og B fluidene har den samme slam-sammensetning unntatt kalkinnholdet.

Ved evaluering bør en fagkyndig på området forstå at med det ekstra pund med kalk tilsatt på slutten av blandingen utviste det andre fluidet den ønskede flat-reologi profilen før varmvalsing. Etter varmealdring ved 38°C viste imidlertid begge fluider nesten identisk reologi, som indikerer at effekten og tilsetning av kalk påvirkes i noen grad ved varmealdringspro-sessen.

Man mener at behandling med kalk kan anvendes for å utstyre det nylagede fluidet med flat-reolgi egenskapen når en slik egenskap behøves i blandingsanlegget. Man mener også at sement trolig vil ha omtrent den samme effekten på systemet, når et nylaget fluid anvendes for å bore sement. Således dersom det nylagede slam er planlagt for å bore sement, be-høver en slik behandling ikke være nødvendig i blandean-legget.

Eksempel 5: Effekter av fortynningsmiddel og fuktemiddel Skjønt flat-reologi systemet er utformet til å virke mest effektivt med et lavt innhold av borekaks (2-4%), kan det ofte være nødvendig å behandle systemet med et fortynningsmiddel eller fuktemiddel for å redusere den totale viskosi-teten og gelstyrken til systemet, slik som før utføring av foringsrør. Data som illustrerer effekten av forskjellige fortynningsmidler og fuktemidler på reologien til et 1557 kg/m<3>(13 ppg) EMS 4000 system lastet med 195 kg/m<3>(50 ppb) OCMA leire er blitt evaluert og viser effektene av forskjellige fortynningsmidler og fuktemidler på flat-reologi egenskapen til et 1557 kg/m<3>(13 ppg) EMS 4000 system. Basisboreslammet inneholdt 195 kg/m<3>(50 ppg) OCMA leire som borekaks. De mest effektive fortynningsmidler er NovaThin og EMI-711. Fuktemidler slik som MI-157 og NovaWet bevirket i realiteten noe økning i reologi. VersaWet viste minst inn-virkning på reologien.

Basert på testresultatene vil en fagkyndig på området forstå at NovaThin og EMI-711 tilveiebrakte svært gode fortynnings-effekter, mens fuktemidler viste noe økning i reologi. På grunn av den kraftige fortynningseffekt med EMI-711, bør pilottester gjennomføres for tilsetning av produktet gjennom-føres ute på en rigg.

Eksempel 6: Baritt-synking

For høyavviksanvendelser, kan baritt-synking bevirke forskjellige mulige problemer. Et A 1557 kg/m<3>(13,0 ppg) flat-reologi system er blitt testet for baritt-synkekontroll ved å anvende et strømningssløyfeprøveapparat derfor.

Omtrent 10,6 1(2,8 gallon) av testslammet sirkuleres i strømningssløyfen som består av et plast-testrør (5,1 cm ID x 182 cm lengde(2'' ID x 6' lengde)) en sirkulasjonspumpe og et densitometer. Plastrøret kan innstilles ved vinkler som varierer fra vertikal (0-grader) til horisontal (90-grader). Inne i plastrøret, anvendes en stålstav for å simulere borestreng og som kan roteres ved hastigheter som var fra 0 til 225 rpm. For evaluering av baritt-synking, gjennomføres testen normalt ved 60-grader helling med varierende pumpehastigheter (fra 7,6 til 56,4 m/min (25 til 185 fpm) ringromshastighet) og rørrotasjoner (fra 0 til 225 rpm) . Forandringer i boreslamvekt på grunn av synking/bunnfelling av baritt eller andre vektmidler i testrøret bestemmes ved densitometeret under sirkulerende betingelser. Etter testen for synking, ble boreslamvektdataene korrigert til en konstant temperatur på 4 9°C for sammenligning.

Ved vurdering av de resulterende data bør en fagkyndig forstå at kurvene for synking er plotter av boreslamvektforandringer (for det meste boreslamvektfall) som observeres under 200-minutterstesten. Basisboreslammet kjørt uten OCMA leire, som ikke er vist, hadde et større boreslamvektfall på grunn av dets relativt lave reologi profil. Etter tilsetning av OCMA leire, var imidlertid baritt-synkingen signifikant minimali-sert på grunn av en økning i reologi. Noe stabiliserende effekt er også indikert ved stabiliseringskurven.

Systemet ble behandlet med 39 kg/m<3>(1,0 ppb) EMI-756 og testet på nytt. Ved vurdering bør en fagkyndig på området se at en ytterligere reduksjon i baritt-synking ble observert med behandlingen, som kun bevirket 15-20% økning i reologi.

Borefluidet ifølge den foreliggende oppfinnelse omfatter et oljeholdig fluid som danner den kontinuerlige fasen; et ikke-ol jeholdig fluid som danner den diskontinuerlige fasen; et primært emulgeringsmiddel som har tilstrekkelig konsentrasjon til å stabilisere den inverte emulsjonen; og et reologimodifiseringsmiddel som er valgt for i alt vesentlig å oppnå det resultatet som er angitt over. Det er foretrukket at reologimodifiseringsmiddelet er en konsentrasjon som er tilstrekkelig til å oppnå det resultat som er beskrevet over. Reologimodifiseringsmiddelet er valgt fra polykarboksylsyre-fettsyrer og polyamider, hvor polykarboksylsyre-fettsyrene er valgt fra gruppen bestående av en dimer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, trimer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, tetramer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, blandinger av disse syrer, og hvor polyamidet er kondensasjonsreaksjonsproduktet av en C12-C22fettsyre og et polyamin valgt fra gruppen bestående av dietylentriamin, trietylentetramin, og pentaetylentetramin. Som angitt over, danner det oljeholdige fluid som benyttes i den foreliggende illustrerende utførelsesform den kontinuerlige fasen og er fra omtrent 30 volum% til omtrent 100 volum% av borefluidet og er foretrukket valgt fra dieselolje, mineralolje, syntetisk olje, estere, etere, acetaler, dialkylkarbonater, olefiner, så vel som kombinasjoner og blandinger er disse og tilsvarende forbindelser som bør være kjent for en fagkyndig på området.

I en annen illustrerende utførelsesform, er det ikke-ol j eholdige fluidet som utgjør den diskontinuerlige fasen fra 1 volum% til 70 volum% av det nevnte borefluidet og hvor det foretrukne ikke-oljeholdige fluid er valgt fra ferskvann, sjøvann, en saltlake som inneholder organiske og uorganiske oppløste salter, en væske som inneholder vannblandbare organiske forbindelser, så vel som kombinasjoner og blandinger av disse og tilsvarende forbindelser som bør være kjent for en fagkyndig på området.

Et illustrerende primært emulgeringsmiddel bør være tilstede i en tilstrekkelig konsentrasjon til å stabilisere den inverte emulsjonen og er foretrukket valgt fra forbindelser som bør være kjent for en fagkyndig på området. I en illustrerende utførelsesform er et vektmiddel eller et tettingsmiddel eventuelt inkludert i borefluidet og i slike tilfeller er vektmiddelet eller tettingsmiddelet valgt fra galena, hematitt, magnetitt, jernoksyder, illmenitt, baritt, sideritt, celestitt, dolomitt, kalsitt så vel som kombinasjoner og blandinger av disse og tilsvarende forbindelser som bør være kjent for en fagkyndig på området. Som angitt over, kan de illustrerende fluider også inkludere konvensjonelle komponenter for oljebasert boreslam som inkluderer, men som ikke er begrenset til: midler mot filtreringstap, alkali-reservematerialer og andre konvensjonelle komponenter for oljebasert borefluid som bør være vel kjent for en fagkyndig på området.

En annen illustrerende utførelsesform av oppfinnelsesgjen-standen inkluderer et borefluid som inkluderer: et oljeholdig fluid som danner den kontinuerlige fasen til borefluidet; et ikke-oljefluid som danner den diskontinuerlige fasen til borefluidet; et primært emulgeringsmiddel som er i en tilstrekkelig konsentrasjon til å stabilisere den inverte emulsjon; en organofilisk leire; og et reologimodifiseringsmiddel . Reologimodifiseringsmiddelet som anvendes i den illustrerende utførelsesform kan velges fra gruppen som består av en dimer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, trimer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, tetramer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, blandinger av disse syrer, og polyamid hvor polyamidet er kondensasjonsreaksjonsproduktet av en C12-C22fettsyre og et polyamin valgt fra gruppen bestående av dietylentriamin, trietylentetramin og pentaetylentetramin. Når et polyamid anvendes i en illustrerende utførelsesform er polyamidet kondensasjonsproduktet av ett mol dietylentriamin og tre mol C12-C22fettsyre. Som angitt i det foregående, er den oljeholdige fluidkomponent i den foreliggende illustrerende utførelsesform fra 30 volum% til 100 volum% av borefluidet og består av et material som er valgt dieselolje, mineralolje, syntetisk olje, estere, etere, acetaler, dialkylkarbonater, olefiner, så vel som kombinasjoner og blandinger av disse og tilsvarende forbindelser som bør være kjent for en fagkyndig på området. Likeledes er det ikke-oljeholdige fluid som anvendes i den illustrerende utførelsesformen fra 1 volum% til 70 volum% av nevnte borefluid og er valgt fra ferskvann, sjøvann, en saltlake som inneholder organiske eller uorganiske oppløste salter, en væske som inneholder vannblandbare organiske forbindelser, så vel som kombinasjoner og blandinger av disse og tilsvarende forbindelser som bør være kjent for en fagkyndig på området. De illustrerende fluider kan også inkludere konvensjonelle komponenter for oljebaserte boreslam som inkluderer men som ikke er begrenset til: vektmidler eller tettingsmidler, midler mot filtreringstap, alkali-reservematerialer og andre konvensjonelle komponenter for oljebasert boreslam som bør være kjent for fagkyndig på området. Når et vektmiddel eller et tettingsmiddel er inkludert, kan det velges fra galena, hematitt, magnetitt, jernoksyder, illmenitt, baritt, sideritt, celestitt, dolomitt, kalsitt så vel som kombinasjoner og blandinger av disse og tilsvarende forbindelser som bør være kjent for en fagkyndig på området.

En fagkyndig på området bør også forstå og se at den patent-søkte gjenstand inkluderer anvendelsen av fluidene som angitt heri under boring av en underjordisk brønn. I en slik illustrerende utførelsesform av en metode med rotasjonsboring av en underjordisk brønn ved anvendelse av et borefluid, inkluderer forbedringen anvendelse av et borefluid som inkluderer: et oljeholdig fluid, et ikke-oljeholdig fluid, et primært emulgeringsmiddel, en organofilisk leire, og et reologimodifiseringsmiddel. Det oljeholdige fluid danner den kontinuerlige fasen og det ikke-oljeholdige fluid danner den diskontinuerlige fasen i borefluidet. Det oljeholdige fluid er fra 30 volum% til 100 volum% av borefluidet og er sammensatt av et material som er valgt fra dieselolje, mineralolje, syntetisk olje, estere, etere, acetaler, di-alkylkarbonater, olefiner, så vel som kombinasjoner og blandinger av disse og tilsvarende forbindelser som bør være kjent for en fagkyndig på området. Det ikke-oljeholdige fluid omfatter fra 1 volum% til 70 volum% av borefluidet og det ikke-oljeholdige fluid er valgt fra ferskvann, sjøvann, en saltlake som inneholder organiske eller uorganiske oppløste salter, en væske som inneholder vannblandbare organiske forbindelser, så vel som kombinasjoner og blandinger av disse og andre fluider som bør være kjent for en fagkyndig på området. Det primære emulgeringsmiddel bør være i en tilstrekkelig konsentrasjon til stabilisere invert-emulsjonen og kan velges fra kombinasjoner og blandinger av disse og andre fluider som bør være kjent for en fagkyndig på området. Flat-reologi egenskapene til fluidet er i alt vesentlig bevirket ved innlemmelsen av reologimodifiseringsmiddelet som er valgt fra polykarboksylsyrefettsyrer og polyamider. I en illustrerende utførelsesform er poly-karboksylsyrefettsyren en blanding av polykarboksylsyrer tilsatt i en tilstrekkelig konsentrasjon slik at den trimeriske polykarboksylsyrefettsyrekonsentrasjonen i borefluidet er større enn 0,4 kg/m<3>(0,1 pounds per barrel) og er opp til 19,3 kg/m<3>(5,0 pounds per barrel). En annen illustrerende utførelsesform benytter et polyamid som reologimodifiseringsmiddelet som er kondensasjonsproduktet av ett mol dietylentriamin og tre mol C12-C22fettsyrer så vel som kombinasjoner og blandinger av disse og andre forbindelser som bør være kjent for en fagkyndig på området. Som angitt over, kan de illustrerende fluider også inkludere konvensjonelle komponenter for oljebaserte boreslam som inkluderer, men som ikke er begrenset til: vektmidler eller tettingsmidler, midler mot filtreringstap, alkali-reservematerialer, og andre konvensjonelle komponenter for oljebasert borefluid som bør være kjent for en fagkyndig på området.

Claims (13)

1. Borefluid, karakterisert vedat det omfatter et oljeholdig fluid hvori det oljeholdige fluid er den kontinuerlige fasen til borefluidet; et ikke-oljeholdig fluid hvori det ikke-oljeholdige fluid er den diskontinuerlige fasen til borefluidet; et primært emulgeringsmiddel hvori det primære emulgeringsmiddel er i tilstrekkelig konsentrasjon til å stabilisere den inverte emulsjonen; et reologimodifiseringsmiddel hvori reologimodifiseringsmiddelet er valgt fra gruppen som består av en dimer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, trimer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, tetramer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, blandinger av disse syrer, og polyamid hvori polyamidet er kondensasjonsreaksjonsproduktet av en C12-C22fettsyre og et polyamin valgt fra gruppen bestående av dietylentriamin, trietylentetramin og pentaetylentetramin.

2. Borefluid som angitt i krav 1, hvori polykarboksylsyre-fettsyren er en blanding av polykarboksylsyrer tilsatt i en tilstrekkelig konsentrasjon slik at den trimeriske polykarboksylsyrefettsyrekonsentrasjonen i borefludet er større enn 0,4 kg/m<3>(0,1 pounds per barrel) og opp til 19,3 kg/m<3>(5,0 pounds per barrel).

3. Borefluid som angitt i krav 1, hvori det oljeholdige fluidet utgjør fra 30 volum% til 100 volum% av borefluidet og hvori det oljeholdige fluidet er et material som er valgt fra gruppen som består av dieselolje, mineralolje, syntetisk olje, estere, etere, acetaler, di-alkylkarbonater, olefiner og kombinasjoner derav.

4. Borefluid som angitt i krav 1, hvori det ikke-oljeholdige fluid utgjør fra 1 volum% til 70 volum% av det nevnte borefluid og hvori det ikke-oljeholdige fluid er valgt fra gruppen som består av ferskvann, saltvann, en saltlake som inneholder organiske eller uorganiske oppløste salter, en væske som inneholder vannblandbare organiske forbindelser, og kombinasjoner derav.

5. Borefluid som angitt i krav 1, som videre omfatter et vektmiddel eller et tettingsmiddel.

6. Borefluid som angitt i krav 6, hvori vektmiddelet eller tettingsmiddelet er valgt fra gruppen som består av galena, hematitt, magnetitt, jernoksyder, illmenitt, baritt, sideritt, celestitt, dolomitt, kalsitt og kombinasjoner derav.

7. Borefluid som angitt i krav 1, hvori polyamidet har en konsentrasjon som er større enn 0,4 kg/m<3>(0,1) og opp til 19,3 kg/m<3>(5,0 pounds per barrel).

8. Borefluid som angitt i krav 1, hvori polyamidet er kondensasjonsproduktet av ett mol dietylentriamin og tre mol C12-C22fettsyre.

9. Borefluid aom angitt i krav 1, som videre omfatter en organofilisk leire.

10. Fremgangsmåte for rotasjonsboring av en underjordisk brønn ved anvendelse av et borefluid ifølge krav 1,karakterisert vedat det anvendes et borefluid som inkluderer: et oljeholdig fluid hvori det oljeholdige fluid er den kontinuerlige fasen til borefluidet; et ikke-oljeholdig fluid hvori det ikke-oljeholdige fluid er den diskontinuerlige fasen til borefluidet; et primært emulgeringsmiddel hvori det primære emulgeringsmiddel er i tilstrekkelig konsentrasjon til å stabilisere den inverte emulsjonen; en organofilisk leire; og et reologimodifiseringsmiddel hvori reologimodifiseringsmiddelet er valgt fra gruppen som består av en dimer-poly karboksylsyre C12til C22fettsyre, trimer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, tetramer-polykarboksylsyre C12til C22fettsyre, blandinger av disse syrer og polyamid hvori polyamidet er kondensasjonsreaksjonsproduktet av en C12-C22fettsyre og et polyamin valgt fra gruppen bestående av dietylentriamin, trietylentetramin og pentaetylentetramin.

11. Fremgangsmåte som angitt i krav 10, hvori polykarboksyl-syreblandingen er en blanding av polykarboksylsyrer som er tilsatt i en tilstrekkelig konsentrasjon slik at den trimeriske polykarboksylsyrefettsyrekonsentrasjonen i borefluidet er større enn 0,4 kg/m<3>(0,1 pounds per barrel) og er opp til 19,3 kg/m<3>(5,0 pounds per barrel) .

12. Fremgangsmåte som angitt i krav 10, hvori det oljeholdige fluid utgjør fra 30 volum% til 100 volum% av borefluidet og hvori det oljeholdige fluid er av et material valgt fra gruppen bestående av dieselolje, mineralolje, syntetisk olje, estere, etere, acetaler, dialkylkarbonater, olefiner og kombinasjoner derav.

13. Fremgangsmåte som angitt i krav 10, hvori det ikke-ol j eholdige fluid utgjør fra 1 volum% til 7 0 volum% av det nevnte borefluid og hvori det ikke-oljeholdige fluid er valgt fra gruppen som består av ferskvann, saltvann, en saltlake inneholdende organiske eller uorganiske oppløste salter, en væske inneholdende vannblandbare organiske forbindelser, og kombinasjoner derav.