NO341290B1

NO341290B1 - Fremgangsmåter for produksjon av produksjonsfluider fra en brønn

Info

Publication number: NO341290B1
Application number: NO20081782A
Authority: NO
Inventors: David P Kippie; Frank Zamora
Original assignee: Weatherford Tech Holdings Llc
Priority date: 2007-04-18
Filing date: 2008-04-11
Publication date: 2017-10-02
Also published as: NO20081782L; AU2008201671A1; GB0806693D0; CA2629204C; AU2008201671B2; GB2448584B; US7565933B2; GB2448584A; CA2629204A1; US20080257556A1

Description

FREMGANGSMÅTER FOR PRODUKSJON AV PRODUKSJONSFLUIDER FRA EN BRØNN

Foreliggende oppfinnelse angår fremgangsmåter for produksjon av produksjonsfluider fra en brønn, nærmere bestemt hvor fremgangsmåten omfatter trinnet å injisere en effektiv mengde av en gassløfteblanding inn i brønnfluider i en produserende olje- og/eller gassbrønn eller en olje- og/eller gassbrønn som bringes til produksjon, der den effektive mengden er tilstrekkelig til å redusere densiteten i brønnfluidene til en ønsket verdi under en verdi for brønnfluidene i fraværet av gass-løfteblandingen og å øke brønnfluidproduksjonen.

For å oppnå hydrokarbonfluider fra en hydrokarbonbærende formasjon, blir et brønnhull boret inn i jordsmonnet for å gjennomskjære et område av interesse i formasjonen. Brønnhullet kan så "kom-pletteres" ved å føre inn en foring i brønnhullet. Etter foring av brønnhullet blir generelt foringen sementert på plass ved å pumpe sement mellom en ytre overflate av foringen og brønnhullet. Al-ternativt kan brønnhullet forbli uforet, et såkalt "åpent borehull", eller borehullet kan partielt fores og sementeres. Uansett formen av brønnhullkompletteringen, blir produksjonsrørledninger typisk ført inn i brønnhullet primært for å transportere produksjonsfluider (for eksempel hydrokarbonfluider, vann, etc.) fra området av interesse i brønnhullet til overflaten.

Ofte er trykk i brønnhullet utilstrekkelig til å forårsake at produksjonsfluidene naturlig stiger gjennom produksjonsrøret til overflaten, noe som krever kunstige løfteteknikker, og særlig når produk-sjonsfluidet inkluderer tung råolje. En slik kunstig løfteteknikk er et stempelstangløftesystem (sucker rod lifting system). Et stempelstangløftesystem inkluderer generelt en overflatedreven mekanisme, en stempelstangstreng (sucker rod string) og en nedihulls positiv fortrengningspumpe. Produksjonsfluider bringes til overflaten ved pumpevirkningen av nedihullspumpen som drives av drivmekanismen festet til pumpen via stempelstangstrengen.

En annen kunstig løfteteknikk er et gassløftesystem. I et typisk gassløftesystem blir en komprimert gass injisert i et ringrom mellom en ytre overflate av et produksjonsrør og en indre overflate av foringen. Et ventilsystem kontrollerer tilførselen av injeksjonsgassen til brønnhullet og tillater at produksjonsfluider trer ut av gassystemet på toppen av brønnen.

Produksjonsrøret har typisk gassløfteelementer med gassløfteventiler fordelt langs lengden av produksjonsrøret i en avstand anordnet konfigurasjon. Gassløfteventilene tillater eller tillater ikke gass å strømme fra ringrommet inn i produksjonsrøret via disse elementer for å kontrollere meng den og posisjonen av gass som injiseres i produksjonsrøret. En produksjonspakning anordnet ved den nedre ende av produksjonsrøret tvinger strømmen av produksjonsfluider fra et reservoar eller en sone av interesse i en produserende formasjon, opp gjennom produksjonsrøret (inn i dets indre) i stedet for opp gjennom ringrommet, og reduserer eller forhindrer at injisert gass trer inn i formasjonen.

I drift strømmer produksjonsfluider fra formasjonen inn i brønnhullet gjennom perforeringer som forløper gjennom foringer inn i formasjonen. Når det først er inne i brønnhullet, strømmer produk-sjonsfluidet inn i et indre av produksjonsrøret og transporteres til overflaten. Når det er ønskelig å løfte produksjonsfluidene med en gass, blir en komprimert gass innført i ringrommet under kontrol-lert hastighet. En hvilken som helst av gassløfteventilene som er i sin åpnede posisjon, vil tillate at gassen strømmer inn i produksjonsrøret gjennom en åpning i gassløfteelementet for å løfte produksjonsfluidene til overflaten og derved redusere vekten av fluidet på grunn av den injiserte gass. Den injiserte gass senker det hydrostatiske trykk i produksjonsrøret for å reetablere det krevde trykkdifferensialet mellom reservoaret og brønnhullet og forårsaker derved at produksjonsfluidene strømmer til overflaten.

Gassløftesystemer er ofte de foretrukne kunstige løftesystemer fordi de har færre bevegelige deler enn andre løftesystemer. Videre er gassløftesystemer nyttige i mange brønner der alternativer ikke kan brukes.

Selv om gassløftesystemer er fordelaktige i de fleste anvendelser, er brønner som inneholder tyngre produksjonsfluider (som produksjonsfluider inkludert tyngre rå olje), ofte ikke effektivt betjent ved bruk av typiske gassløftesystemer. Når tyngre råolje er til stede i produksjonsfluidene, har den injiserte gass en tendens til å kanaliseres opp produksjonsrøret. Denne gasskanalisering forårsaker en lagdelt strøm opp gjennom produksjonsrøret, noe som reduserer mengden av produksjonsfluider som løftes til overflaten, og senker den totale brønnproduksjon.

Således er det i teknikken et behov for et gassløftesystem som er i stand til effektivt å løfte produksjonsfluid, og særlig produksjonsfluider som inkluderer tung råolje, fra en produserende formasjon til en overflate, og er i stand til å redusere lagdeling av produksjonsfluidene i produksjonsrøret, uansett sammensetning av produksjonsfluidene.

WO02/092963 beskriver en fremgangsmåte for optimalisering av gassløfteoperasjoner ved produksjon av råolje. I denne fremgangsmåten blir en surfaktant injisert med løftegassen inn i olje-brønnen slik at overflatespenningen mellom løftegassen og formasjonsfluidet som produseres, blir redusert og/eller det blir dannet et skum av løftegass og formasjonsfluid.

Ifølge aspekter ved oppfinnelsen blir det tilveiebrakt fremgangsmåter for å produsere produksjonsfluider fra en brønn i henhold til de vedlagte kravene.

Det beskrives et gassløftesystem som inkluderer en løftegass og en gassretensjonsblanding der blandingen forbedrer gassløfteegenskapene for systemet, og også fremgangsmåter for fremstilling og bruk derav.

Gassløftesystemet omfatter en løftegass og en gassretensjonsblanding som inkluderer et hydrokarbonbasisfluid, et viskosifiserende middel som omfatter en polymer eller en fornettbar blanding som inkluderer et geldannelsesmiddel, og eventuelt et skummingsmiddel. Systemet er konstruert for injisering med eller inn i en løftegasstrøm som pumpes ned et borehull, og den resulterende blanding av produksjonsfluider, gassløft- og gassretensjonsblandinger reduserer en kolonnevekt som øker mengden av produksjonsfluider som transporteres til overflaten. Injeksjonen kan foregå på overflaten eller på et hvilket som helst nedihulls punkt. En utførelsesform av oppfinnelsen angår også fremgangsmåter for fremstilling og bruk av systemer som benytter oppfinnelsen.

Utførelsesformer av oppfinnelsen tilveiebringer metoder for å fremstille brønn- eller produksjonsfluider fra en brønn der produksjonsfluidene inkluderer hydrokarboner, vann og andre komponenter, ved injisering av en løfteblanding i en produserende brønn eller i en brønn under prosessen med produksjons-igangsetting for å tillate eller øke produksjon av brønnproduksjonsfluider. Løfteblan-dingen inkluderer en gass og en gassretensjonsblanding. Gassretensjonsblandingen inkluderer et hydrokarbonbasisfluid, et viskosifiserende middel som omfatter en polymer eller en fornettbar blanding som inkluderer et geldannelsesmiddel, og eventuelt et skummingsmiddel.

En utførelsesform ved oppfinnelsen tilveiebringer også en fremgangsmåte som inkluderer trinnet produsering av brønn- eller produksjonsfluider via et rørelement innført i et brønnhull, der dette element er tilpasset transport av brønn- eller produksjonsfluidene til en overflate ved å innføre en løfteblanding i et element ved en eller flere lokasjoner langs lengden av elementet. Løfteblandingen inkluderer en gass og en hydrokarbon basert gassretensjonsblanding. Gassretensjonsblandingen inkluderer et hydrokarbonbasisfluid, et viskosifiserende middel som omfatter en polymer eller en fornettbar blanding som inkluderer et geldannelsesmiddel, og eventuelt et skummingsmiddel. Når løfteblandingen kommer i kontakt med brønn- eller produksjonsfluidene i brønnhullet og/eller elementet blandes løfteblandingen med brønnfluidene og resulterer i dannelse av lettere brønnfluider på grunn av inklusjon og retensjon av løftegassen i produksjonsfluidene hvorved gassen bibehol-des i stabile gassbobler i brønn- eller produksjonsfluidene. Gassboblene er ment for reduksjon av et hydrostatisk trykk av brønnfluidene i elementet og øker strømmen av brønnfluider til overflaten. De stabile gassbobler dannes på grunn av interaksjonen av gassen, retensjonsblandingen og brønn- eller produksjonsfluider for å gi lettere brønn- eller produksjonsfluider som inkluderer stabile bobler, det vil si blandingen av gass, retensjonsblanding og produksjonsfluid har en lavere densitet enn produksjonsfluidene alene, noe som reduserer kolonnevekten i elementet og tillater produksjon eller økt produksjon.

I visse utførelsesformer kan løfteblandingen innføres i elementet via inngangsåpninger eller-punkter langs lengden i en avståndsanordnet konfigurasjon. Metoden kan videre inkludere kontroll av mengden injisert løfteblanding og/eller lokasjon av injisert løfteblanding for å optimalisere løfte-

aktivitet.

I andre utførelsesformer blir løfteblandingen innført i brønnfluidene og blandet med brønnfluidene. Blandingen resulterer i stabil bobledannelse i brønnfluidene, noe som reduserer et hydrostatisk trykk inne i rørelementet og tillater at brønnfluidene strømmer mot overflaten. Metoden kan også inkludere innføring av løfteblanding i rørelementet ved ett eller flere inngangspunkter eller -porter som er fordelt langs lengden av rørelementet. Denne metode kan også inkludere kontroll av mengden og/eller posisjonen av injeksjonen for å optimalisere eller å maksimalisere produksjonen av brønnfluider.

I andre utførelsesformer blir løfteblandingen innført i rørelementet ved bruk av en blandeinnretning. Denne er ment for reduksjon av en boblestørrelse av bobler som dannes i brønnfluidene på grunn av interaksjonen mellom brønnfluidene og løfteblandingen. Retensjonsblandingen er ment for å forbedre gassdispersjon og -retensjon i produksjonsfluidene og å stabilisere boblene som dannes i brønnfluidene.

I andre utførelsesformer omfatter løfteblandingen ett eller flere additiver som reduserer boblestør-relse mens løfteblandingen i andre utførelsesformer omfatter ett eller flere additiver for emulgering av løfteblandingen.

I nok en utførelsesform tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte for fremstilling av hydrokarbon inkludert trinnet å strømme brønnfluider inkludert hydrokarboner gjennom et rørelement for transport til en overflate. Når brønnfluidene trer inn i elementet, inkluderer metoden også trinnet med innføring av en løfteblanding i rørelementet i en mengde tilstrekkelig til å tillatte, øke og/eller forsterke brønnfluidtransporten til overflaten. Løfteblandingen inkluderer en gass- og en hydrokarbonbasert gassretensjonsblanding. Gassretensjonsblandingen inkluderer et hydrokarbonbasert fluid, et viskosifiserende middel som omfatter en polymer eller en fornettbar blanding som inkluderer et geldannelsesmiddel, og eventuelt et skummingsmiddel. Innføringen av løfteblandingen i brønnfluidene som resulterer i retensjonen av gass i brønnfluidene og/eller generering av stabile bobler i brønnfluidene og øker en trykkforskjell mellom det ytre av rørelementet og et indre av rør-elementet, tillater at brønnfluidene beveger seg mot overflaten og tillater en økning eller en for-sterkning av brønnfluidproduksjonen.

I visse utførelsesformer inkluderer metoden også økning av en konsentrasjon av løfteblandingen nær en vegg av rørelementet for å redusere strømningsmotstanden mot veggen, mens i andre utførelsesformer innføres løfteblandingen i produksjonsrøret ved bruk av en blandeapparatur som en venturidyse eller en vorteksdyse. I nok andre utførelsesformer blir løfteblandingen innført i pro-duksjonsrøret ved bruk av en blandingsapparatur som en atomiserer eller en forstøver.

En utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer også en fremgangsmåte for å danne en forgasset gassretensjonsblanding og som inkluderer trinnet å blande en gassretensjonsblanding og en effek tiv mengde av en gass for å danne en forgasset gassretensjonsblanding der denne inkluderer et hydrokarbonbasisfluid, et viskosifiserende middel og eventuelt et skummingsmiddel. Det viskosifiserende middel inkluderer en polymer, en fornettbar blanding eller blandinger eller kombinasjoner derav. Det fornettbare preparat inkluderer et geldannelsesmiddel og en lav konsentrasjon av et fornetningsmiddel. Gassen kan velges fra gruppen luft, nitrogen, membrannitrogen, andre nitrogen/oksygengassblandinger, karbondioksid, en inertgass, metan, etan, propan, butan, blandinger av metan, etan, propan og butan, naturgass, avløpsgass, røykgass eller andre tilsvarende gasser eller blandinger eller kombinasjoner derav. Den forgassede gassretensjonsblanding blir så injisert i produksjonsfluidene i nærværet eller fraværet av en løftegass, i en mengde og ved lokasjoner som er tilstrekkelige til å øke transporten av produksjonsfluider til overflaten.

Det skal nå som eksempel henvises til de vedlagte figurer, der:

Figurene 1A til 1D viser data fra en flytsløyfetest av et fluid ifølge oppfinnelsen for å vise pumpbar-heten og skumbarheten; de fire separate diagrammer i figurene 1A til 1D angår alle de samme data og kan anses som en helhet.

Foreliggende søker har funnet at et forbedret gassløftesystem kan konstrueres slik at en løftegass injiseres inn i en brønn sammen med en gassretensjonsblanding ifølge oppfinnelsen, inkludert et hydrokarbonbasisfluid, en polymer, et geldannelsesmiddel og/eller et fornetningsmiddel, og blandinger eller kombinasjoner derav. Foreliggende søker har også funnet at en forgasset gassretensjonsblanding kan fremstilles ved tilsetning av en gass som luft, nitrogen, membrannitrogen, andre nitrogen/oksygengassblandinger, karbondioksid, en inertgass, metan, naturgass, produksjonsgass (gass produsert i en oljebrønn sammen med oljen), avløpsgass, røykgass eller andre tilsvarende gasser eller blandinger derav til den forgassede gassretensjonsblanding. Disse blandinger er ment for innføring i en produksjonsbrønn eller en brønn som skal anbringes i produksjon for å redusere vekten (densitet) for produksjonsfluidene slik at produksjonshastigheten for brønnen kan økes. Blandingene er ment for å redusere en densitet for brønnfluidene. Det antas at løfteblandingen reduserer densiteten av brønnfluidene ved å danne bobler i brønnfluidene der de hydrokarbonbaserte gassretensjonsblandinger stabiliserer boblene. Foreliggende søker har også funnet at en gassretensjonsblanding ifølge oppfinnelsen er spesielt velegnet for å øke brønnfluidproduksjon for brønnfluider som inkluderer tung råolje. En blanding som benytter denne oppfinnelse, er ment å redusere gasskanalisering og fluidlagdeling i produksjonsrøret. Kanaliseringen og lagdelingen resulterer i gasstrømning til overflaten uten å understøtte i produksjonen av brønnfluider inkludert tung råolje.

Det beskrives også en utførelsesform som angår generelt en løfteblanding som inkluderer en gass og en effektiv mengde av en gassretensjonsblanding som inkluderer et hydrokarbonbasisfluid, en polymer, og/eller en fornettbar blanding, og eventuelt et skummingsmiddel. Den fornettbare blanding inkluderer et geldannelsesmiddel og en fornetter, der denne er til stede i en konsentrasjon tilstrekkelig til å gi en ønsket viskositet i gassretensjonsblandingen ved fornetning av geldannel sesmidlet. Gassretensjonsblandingen kan også forgasses for å gi en forgasset retensjonsblanding der gassen i fluidet forbedrer dispergering av gassretensjonsblandingen i brønnfluidene og retensjonen av løftegass i brønnfluidene/gassretensjons-blandingen. En gassretensjonsblanding med denne utførelsesform og en løftegass, er ment for innføring i et brønnhull og/eller et produksjonsrør eller et rørproduksjonselement, for å øke produksjonen av brønnfluider. De forgassede gassretensjonsblandinger ifølge oppfinnelsen er i fravær eller nærvær av en løftegass som er ment for innfø-ringen i et brønnhull og/eller et produksjonsrør eller en rørformet produksjonsdel for å øke produksjonen av brønnfluider. Innføringen kan skje ved bunnen av produksjonsrøret eller ved en hvilken som helst lokasjon eller et antall lokasjoner langs en lengde av elementet for å optimalisere eller maksimalisere produksjonen av brønnfluider. Den effektive mengden av løfteblandingen er tilstrekkelig til å konvertere brønnfluidene til et lettere vektfluid med en vekt mellom rundt 0,90 og rundt 0,1 av vekten av brønnfluidene i fravær av løfteblandingen ved innføringen av stabile bobler i brønnfluidene.

En utførelsesform av oppfinnelsen angår en fremgangsmåte for fremstilling av brønnfluider som inkluderer trinnet av injisering av en effektiv mengde av en løfteblanding i et brønnhull og/eller et produksjonsrør, der mengden er tilstrekkelig til å tillate og/eller øke produksjonen av brønnfluidene. Løfteblandingen inkluderer en gass og en effektiv mengde av en gassretensjonsblanding, en effektiv mengde av en forgasset gassretensjonsblanding og/eller en gass og en effektiv mengde av en forgasset gassretensjonsblanding. Ved injeksjon, med eller uten mekanisk blanding, er løfteblan-dingene ment for å redusere en densitet for brønnfluidene, mens samtidig gasskanalisering redu-seres og produksjonen av brønnfluider økes. Foreliggende søker antar at gassretensjonsblandingen ved blanding med brønnfluidene gir brønnfluidene en større evne til å danne og å holde på gassbobler i brønnfluidene. Produksjonen av stabile bobler i brønnfluidene skjer i en mengde tilstrekkelig til å gi lettere brønnfluider eller brønnfluider med redusert vekt (redusert densitet eller spesifikk gravitet). De lettede brønnfluider er tilpasset til å øke produksjonen av slike brønnfluider fra brønnen via produksjonsrøret eller rørelementet.

Til forskjell fra tradisjonelle gassløfteblandinger er en blanding ifølge oppfinnelsen ment å øke evnen hos brønnfluidene til å absorbere, holde på og/eller føre med gass og/eller å øke dannelsen og retensjon av stabile bobler i brønnfluider, og særlig i brønnfluider som inkluderer tung råolje. En

gassløfteblanding ifølge oppfinnelsen inkluderer en løftegass og en effektiv mengde av en gassretensjonsblanding. Når gassløfteblandingen er blandet med brønnfluidene, harde resulterende lett-vektsbrønnfluider en redusert gasskanaliseringsegenskap og forbedrede løfteegenskaper slik at en produksjonsgrad for brønnene økes i forhold til kun bruk av gass for å løfte brønnfluidet. En løfte-blanding som utnytter oppfinnelsen, kan injiseres direkte (gass og gassretensjonsblanding sammen), eller gassen og gassretensjonsblandingen kan injiseres separat, eller gassen og gassretensjonsblandingen kan injiseres partielt sammen og partielt separat. I visse utførelsesformer benyttes gassen for å atomisere gassretensjonsblandingen inn i brønnfluidene. I andre utførelsesformer blir gassretensjonsblandingen injisert i brønnfluidene ved bunnen av produksjonsrøret, mens løftegas-

sen med eller uten ytterligere gassretensjonsblanding injiseres i produksjonsstrømmene nedstrøms gassretensjonsblandingsinjeksjonen, det vil si generelt ved ett eller flere punkter eller porter langs en lengde av produksjonsrøret. I andre utførelsesformer blir gass og en gassifisert løfteblanding koinjisert ved separat injisering i brønnfluidene. I andre utførelsesformer blir en gassifisert løfte-blanding injisert i brønnfluidet før injeksjonen av en andre mengde løftegass slik at gassretensjonsblandingen allerede er dispergert i brønnfluidet før gassinjeksjon.

En løftblanding ifølge oppfinnelsen ertildannet for å øke evnen for brønnfluidene til å absorbere, holde på, føre med eller oppløseliggjøre en løftegass i brønnfluidene. Løfteblandingen er konstruert for injeksjon i brønnfluidene på et hvilket som helst punkt langs produksjonsrøret eller akkurat før produksjonsrøret. Mengden oppløseliggjort og bibeholdt gass er selvfølgelig avhengig av forskjellige faktorer som den gass som benyttes, kontakttiden, kontakttrykket, kontaktvolumet og/eller kon-takttemperatur med volum, temperatur og trykk relatert slik det er velkjent innen vitenskapen. Gas-sabsorpsjons-, oppløseliggjørings- og/eller retensjonsprosesser øker en energi i brønnfluider, så vel som brønnfluidene nå inkluderer gassretensjonsblandingen og den oppløste gass. Hvis gassretensjonsblandingen er pregassifisert, vil på punktet for en trykkreduksjon med eller uten skjærpå-virkning som når den gassifiserte gassretensjonsblanding trer ut av en injektordyse, gassen i den gassifiserte retensjonsblanding frigis og danne gassbobler i brønnfluidene som resulterer i dannelsen av en lettere brønnfluidblanding. Viskosifiseringsmidlene i gassretensjonspreparatet øker videre de resulterende brønnfluidblandingers evne til å absorbere, føre med, holde på eller bære tung råolje. Viskosifiseringsmidlene øker også fluidets evnen til å absorbere og holde på en gass, det vil si å forbedre gassfangeevnen for fluidet og forbedre boblestabiliteten i brønnfluidene.

Egnede løfteblandingskomponenter

Egnede løft- eller forgasningsgasser for bruk i en utførelsesform av oppfinnelsen inkluderer, uten begrensning, luft, nitrogen, membrannitrogen, andre nitrogen/oksygengass-blandinger, karbondioksid, en inertgass, metan, etan, propan, butan, blandinger av metan, etan, propan og butan, naturgass, avgass, røykgass eller andre tilsvarende gasser eller blandinger eller kombinasjoner derav. Eksempler på inertgasser er, uten begrensning, helium, neon, argon, xenon, krypton eller blandinger eller kombinasjoner derav.

Egnede hydrokarbonbasisfluider for bruk i en utførelsesform av oppfinnelsen inkluderer, uten begrensning, syntetiske hydrokarbonfluider, petroleumbaserte hydrokarbonfluider, naturlige hydrokarbon (ikke-vandige) fluider eller andre tilsvarende hydrokarboner eller blandinger eller kombinasjoner derav. Hydrokarbonfluidene for bruk ifølge oppfinnelsen har viskositeter som ligger i området fra rundt 5 x 10 6 til rundt 600 x 10<6>m<2>/s. (5 til rundt 600 centistoke). Eksempler på slike hydrokarbonfluider er, uten begrensing, poly-a-ole-finer, polybutener, polyolestere, biodiesel, enkle lavmolekylvektsfettestere av vegetabilske eller vegetabilske oljefraksjoner, enkle estere av alkoholer som Exxate fra Exxon Chemicals, vegetabilske oljer, animalske oljer eller estere, andre essensielle oljer, diesel med lavt eller høyt svovelinnhold, kerosen, jetbrennstoff, hvite oljer, mineraloljer, mineralpakningsoljer, hydrogenerte olje som PetroCanada HT-40N eller IA-35 eller tilsvarende oljer fremstilt av Shell Oil Company, indre olefiner (IO) med mellom rundt 12 og 20 karbonatomer, lineære a-olefiner med mellom rundt 14 og 20 karbonatomer, poly-a-olefiner med mellom rundt 12 og rundt 20 karbonatomer, isomeriserte a-olefiner (IAO) med mellom rundt 12 og rundt 20 karbonatomer, VM&P Naphta, Linpar, parafiner med mellom 13 og rundt 16 karbonatomer, og blandinger eller kombinasjoner derav.

Egnede poly-a-olefiner (PAO'er) inkluderer, uten begrensning, polyetylener, polypropylener, polybutener, polypentener, polyheksener, polyheptener, høyere PAO'er, kopolymerer derav og blandinger derav. Eksempler på PAO'er inkluderer slike som markedsføres av Mobil Chemical Company som SHF-fluider og PAO'er som tidligere ble markedsført av Ethyl Corporation under navnet ETHYLFLO og i dag av Albemarle Corporation under varemerket Durasyn. Slike fluider inkluderer de som er spesifisert som ETHYLFLO 162, 164, 166, 168, 170,174 og 180. Godt egnede PAO'er for bruk ifølge oppfinnelsen inkluderer blandinger på rundt 56 % ETHYLFLO, nå Durasyn 174 og rundt 44 % ETHYLFLO, nå Durasyn 168.

Eksempler på polybutener inkluderer uten begrensning de som er markedsført av Amoco Chemical Company og Exxon Chemical Company under varemerkene INDOPOL og PARAPOL. Godt egnede polybutener for bruk ifølge oppfinnelsen inkluderer Amocos INDOPOL 100.

Eksempler på polyolestere inkluderer uten begrensning neopentylglykoler, trimetylolpropaner, pen-taerytrioler, dipentaerytritoler og diestere som dioktylsebacat (DOS), diacetylazelat (DOZ) og diok-tyladipat.

Eksempler på petroleumbaserte fluider inkluderer, uten begrensning, hvite mineraloljer, parafine oljer og middelsviskositetsindeks-(MVI-)nafteniske oljer med viskositeter i området rundt 5 x 10<6>til rundt 600 x 10<6>m<2>/s (5 til rundt 600 centistoke) ved 40 °C. Eksempler på hvite mineraloljer inkluderer de som markedsføres av Witco Corporation, Arco Chemical Company, PSI og Penreco. Eksempler på parafiniske oljer inkluderer solventnøytrale oljer tilgjengelige fra Exxon Chemical Company, høyviskositetsindeks (HVI) nøytrale oljer tilgjengelige fra Shell Chemical Company, og solventbehandlede, nøytrale oljer tilgjengelige fra Arco Chemical Company. Eksempler på MVI-nafteniske oljer inkluderer solvent-ekstraherte "coastal pale" oljer tilgjengelige fra Exxon Chemical Company, MVI ekstraherte/syrebehandlede oljer tilgjengelige fra Shell Chemical Company, og nafteniske oljer markedsført under navnene HydroCal og Calsol av Calumet og hydrogenerte oljer som HT-40N og IA-35 fra PetroCanada eller Shell Oil Company eller andre tilsvarende, hydrogenerte oljer.

Eksempler på vegetabilske oljer inkluderer, uten begrensning, kastor-, mais-, oliven-, solsikke-, sesam-, jordnøtt-, palme-, palmekjerne-, kokosnøtt-, canola-, rapsfrø-, flaksfrø-, bomullsfrø- eller linfrøolje eller andre vegetabilske oljer, modifiserte vegetabilske oljer som fornettede castoroljer og liknende, og blandinger derav. Eksempler på animalske oljer er uten begrensning talg, minkolje, spekk, andre animalske oljer og blandinger derav. Andre essensielle oljer vil også kunne brukes. Selvfølgelig kan blandinger av alle de ovenfor definerte oljer benyttes.

Egnede skummingsmidler for bruk ifølge oppfinnelsen inkluderer, uten begrensning, ethvert skummingsmiddel som er egnet for skumming av hydrokarbonbaserte fluider og/eller blandede fluider (fluid inkludert hydrokarboner og vann). Eksempler på hydrokarbonskummingsmidler inkluderer, uten begrensning, silikonskummingsmidler som tetra(trimetylsiloksy)silan eller polysiloksaner, fluorerte, oligomere eller polymere skummingsmidler som fluorerte metakrylkopolymerer eller andre fluorsurfaktanter, eller andre tilsvarende skummingsmidler som er i stand til å gi et skum i et hydrokarbon- eller oljebasert borefluid, eller blandinger eller kombinasjoner derav. Eksempler på slike skummingsmidler inkluderer, uten begrensning, DC-1250, CD-193 eller andre DC-skummere tilgjengelige fra Dow Corning, Zonyl FSG tilgjengelig fra DuPont, Silwet (polyalkylenoksidmodifiserte dimetylpolysiloksaner) fra Witco and Union Carbide, APFS-16 tilgjengelig fra Woodrising, JBR200, JBR300, JBR400 og JBR500 tilgjengelig fra Jeneil Biosurfactant Company, Paratene HFA, Paratene HFB, Paratene MFA, Paratene MFB tilgjengelig fra Woodrising Resources Ltd., eller blandinger eller kombinasjoner. Egnede vannskummingsmidler inkluderer uten begrensning ethvert vannba-sert skummingsmiddel inkludert de som er beskrevet i USSN 10/745 290 av 23.12.2003 og 10/839 734 av 05.05.2004, samt alle patenter som er angitt der, idet alle disse anses som del av beskri-velsen.

Egnede polymerer for bruk i en utførelsesform av oppfinnelsen inkluderer uten begrensning enhver polymer som er oppløselig i hydrokarbonbasisfluidet. Eksempler på polymerer er uten begrensning en polymer omfattende enheter av en eller flere (en, to, tre, fire, fem så mange som ønsket) polymeriserbare monoolefiner eller diolefiner. Eksempler inkluderer uten begrensning, polyetylen, polypropylen, polybutylen eller andre poly-a-olefiner, polystyren eller andre polyaromatiske olefiner, polybutadien, polyisopren eller andre polydiolefiner, eller kopolymerer (en polymer som inkluderer to eller flere monoolefiner eller diolefiner) eller kopolymerer som inkluderer en mengde av andre kopolymeriserbare monomerersom akrylater (akrylsyre, metylakrylat, etylakrylat, etc), meta-krylater (metakrylsyre, metylmetakrylat, etylmetakrylat, etc), vinylacetat, maleinsyreanhydrid, rav-syreanhydrid, eller liknende, forutsatt selvfølgelig at den resulterende polymer er oppløselig i hydrokarbonbasisfluidet.

Egnede geldannelsesmidler for bruk i en utførelsesform av oppfinnelsen inkluderer, uten begrensning, et hvilket som helst geldannelsesmiddel. Eksempler på slike er fosfatestere, etylen-akrylsyrekopolymerer, etylen-metakrylsyrekopolymerer, etylen-vinylacetatkopolymerer, etylen-maleinsyreanhydrid-kopolymerer, butadien-metakrylsyrekopolymerer, etylen-metakrylsyrekopolymerer, styren-butadien-akrylsyre-kopolymerer, styren-butadien-metakrylsyrekopolymerer, eller andre kopolymerinkluderende monomerer med sure deler eller blandinger eller kombinasjoner derav. Eksempler på fosfatestergeldannende midler inkluderer uten begrensning WEC HGA 37, WEC HGA 70, WEC HGA 71, WEC HGA 72, WEC HGA 702 eller blandinger eller kombinasjoner derav, tilgjengelig fra Weatherford Internatinal, isooktyl-, 2- etylheksyl-, fosfatestere eller andre fosfatestere fra P-2, og tilsvarende fosfonatestere av høymole-kylvektsalkoholer tilgjengelig fra Halliburton, eller blandinger eller kombinasjoner derav. Andre egnede geldannelsesmidler inkluderer, uten begrensning, Geitone II tilgjengelig fra Baroid, Ken-Gel tilgjengelig fra Imco eller liknende.

Egnede fornetningsmidler for bruk i en utførelsesform ifølge oppfinnelsen inkluderer, uten begrensing, ethvert egnet fornetningsmiddel for bruk med geldannelsesmidlene. Eksempler på fornetningsmidler inkluderer, uten begrensning, di-, tri- eller tetra-valente metallsalter som kalsium-, magnesium-, cerium-, barium-, kopper-(kopper I- og kopper ll-)salter, kobolt-, krom-, mangan-, titan-, jern-(jern II- og jern llll-)salter, sink-, zirkonium- eller aluminiumsalter, salter av ethvert annet overgangsmetall, aktinidmetall- eller lantanidmetallsalt i stand til å virke som et fosfatesterfornetningsmiddel eller blandinger eller kombinasjoner derav. Eksempler på fornetningsmidler for bruk med fosfatestere inkluderer, uten begrensning, WEC HGA 44, WEC HGA 48, WEC HGA 55se, WEC HGA 55s, WEC HGA 61, WEC HGA 65 eller blandinger eller kombinasjoner derav, tilgjengelige fra Weatherford International.

Egnede avskummingsmidler for bruk i en utførelsesform av oppfinnelsen inkluderer, uten begrensning, ethvert avskummingsmiddel som er i stand til å redusere skumhøyden for de skummede bor-fluidsystemer ifølge oppfinnelsen. Eksempler på slike er lavmolekylvektsalkoholer med isopropanol eller isopropyl-alkohol (IPA), metanol eller blandinger av lavmolekylvektsalkoholer, cellosolver, estere eller liknende, lavmolekylvekts-parafine hydrokarboner eller blandinger eller kombinasjoner derav.

Blandingsområder

En gassløfteblanding ifølge oppfinnelsen er definert på en volumprosentbasis beregnet på 100 ml av et hydrokarbonbasisfluid. Gassretensjonsblandingen settes til hydrokarbonbasisfluidet i en effektiv mengde tilstrekkelig til å oppnå en ønsket letting av brønnfluidene og er avhengig av mengden og arten av injisert gass og av brønnfluidene.

Generelt blir gassretensjonsblandingen satt til det hydrokarbonbaserte fluid i et volumprosentområde mellom rundt 0,01 volumprosent og rundt 10,0 volumprosent. I visse utførelsesformer settes gassretensjonsblandingen til hydrokarbonbasisfluidet i et område mellom rundt 0,05 volumprosent og rundt 5,0 volumprosent. I andre utførelsesformer settes gassretensjonsblandingen til hydrokarbonbasisfluidet i et område mellom rundt 0,05 volumprosent og rundt 2,5 volumprosent. I andre utførelsesformer settes gassretensjonsblandingen til hydrokarbonbasisfluidet i et område mellom rundt 0,10 volumprosent og rundt 1,0 volumprosent. I andre utførelsesformer settes gassretensjonsblandingen til hydrokarbonbasisfluidet i et område mellom rundt 0,10 volumprosent og rundt 10,0 volumprosent. I andre utførelsesformer settes gassretensjonsblandingen til hydrokarbonbasisfluidet i et område mellom rundt 0,10 volumprosent og rundt 5,0 volumprosent. I andre utførelses-former settes gassretensjonsblandingen til hydrokarbonbasisfluidet i et område mellom rundt 0,10 volumprosent og rundt 2,5 volumprosent. I andre utførelsesformer settes gassretensjonsblandingen til hydrokarbonbasisfluidet i et område mellom rundt 0,10 volumprosent og rundt 1,0 volumprosent.

Hvis benyttet blir skummingsmidlet generelt satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,01 volumprosent og rundt 10,0 volumprosent. I visse utførelsesformer blir skummingsmidlet satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,05 volumprosent og rundt 5,0 volumprosent. I andre utførelsesformer blir skummingsmidlet satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,05 volumprosent og rundt 2,5 volumprosent. I andre utførelsesformer blir skummingsmidlet satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,10 volumprosent og rundt 10,0 volumprosent. I andre utførel-sesformer blir skummingsmidlet satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,10 volumprosent og rundt 5,0 volumprosent. I andre utførelsesformer blir skummingsmidlet satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,10 volumprosent og rundt 2,5 volumprosent. I andre utførelsesformer blir skummingsmidlet satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,10 volumprosent og rundt 1,0 volumprosent.

Generelt blir polymeren satt til det hydrokarbonbaserte fluidet i en volumprosent mellom rundt 0,01 volumprosent og rundt 10,0 volumprosent. I visse utførelsesformer blir polymeren satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,05 volumprosent og rundt 5,0 volumprosent. I visse utførelsesformer blir polymeren satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellomrundt 0,05 volumprosent og rundt 2,5 volumprosent. I andre utførelsesformer blir polymeren satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,10 volumprosent og rundt 10,0 volumprosent. I andre utførelsesformer blir polymeren satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,1 volumprosent og rundt 5,0 volumprosent. I andre utførelsesformer blir polymeren satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellomrundt 0,10 volumprosent og rundt 2,5 volumprosent. I andre utførelsesformer blir polymeren satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellomrundt 0,10 volumprosent og rundt 1,0 volumprosent.

Generelt blir geldannelsesmidlet satt til det hydrokarbonbaserte fluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,01 volumprosent og rundt 10,0 volumprosent. I visse utførelsesformer blir geldannelsesmidlet satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,05 volumprosent og rundt 5,0 volumprosent. I andre utførelsesformer blir geldannelsesmidlet satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,05 volumprosent og rundt 2,5 volumprosent. I andre utførelsesformer blir geldannelsesmidlet satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,10 volumprosent og rundt 10,0 volumprosent. I andre utførel-sesformer blir geldannelsesmidlet satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,10 volumprosent og rundt 5,0 volumprosent. I andre utførelsesformer blir geldannelsesmidlet satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,10 volumprosent og rundt 2,5 volumprosent. I andre utførelsesformer blir geldannelsesmidlet satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,10 volumprosent og rundt 1,0 volumprosent.

Generelt blir fornetningsmidlet satt til det hydrokarbonbaserte fluid akkurat før bruk i en volumpro-sentandel mellom rundt 0,055 volumprosent og rundt 0,5 volumprosent. I visse utførelsesformer blir fornetningsmidlet satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,005 volumprosent og rundt 0,25 volumprosent. I andre utførelsesformer blir fornetningsmidlet satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde mellom rundt 0,005 volumprosent og rundt 0,2 volumprosent. I andre utførelsesformer blir fornetningsmidlet satt til hydrokarbonbasisfluidet i et volumprosentområde under rundt 0,2 volumprosent. I andre utførelsesformer kan fornetningsmidlet settes til fluidet sammen med geldannelsesmidlet før bruk, men tilsetning av geldannelsesmidlet og fornetningsmidlet resulterer i en viskositetsøkning som kan gjøre transporten mer kostbar. Selvføl-gelig kan fornetningsmidlet settes til fluidet i fraværet av geldannelsesmidlet og geldannelsesmidlet tilsettes akkurat før bruk.

Ved bruk av en gassretensjonsblanding som inkluderer et geldannelsesmiddel og dets fornets-ningsmiddel, blir de to komponentene generelt ikke satt til fluidet før fluidet skal benyttes for å holde fluidet i en lav viskositetstilstand inntil bruk. Imidlertid kan fluidet tildannes på forhånd med ett av de to, men ikke begge, midler til stede. Hvis selvfølgelig viskositeten ikke er noe problem under transport kan begge midler settes til sammen. For blandinger som inkluderer et skummingsmiddel og geldannelsesmidlet og dets fornetningsmiddel, kan skumdanningsmidlet tilsettes når som helst, men generelt blir geldannelsesmidlet og dets fornetningsmiddel ikke tilsatt før bruk, under de samme betingelser som ovenfor. For polymerviskosifiserte fluider kan polymeren tilsettes på et hvilket som helst tidspunkt avhengig av viskositetskravene under transport eller brukerens ønsker.

Generelt er mengden avskummingsmiddel som tilsettes for å avskumme lettede brønnfluider en volumprosent mengde tilstrekkelig til å bryte skummet. I en utførelsesform ligger avskummingsvolumprosent området fra rundt 0,05 volumprosent til rundt 5 volumprosent. I en annen utførelses-form ligger avskummingsvolumprosent området fra rundt 0,1 volumprosent til rundt 2,5 volumprosent. I en annen utførelsesform ligger avskummingsvolumprosent området fra rundt 0,1 volumprosent til rundt 1,0 volumprosent. I en annen utførelsesform ligger avskummingsvolumprosent området fra rundt 0,25 volumprosent til rundt 0,5 volumprosent.

Blandingskarakteristika

Generelt blir en gassløfteblanding ifølge oppfinnelsen satt til brønnfluidet i en mengde (gass og

gassretensjonsblanding) for å lette brønnfluidene til en ønsket densitet under en densitet for brønn-fluidene i fraværet av gassløfteblandingen. Mengden løfteblanding i brønnfluidene er tilstrekkelig til å beholde gassen i brønnfluidet til å fremme brønnfluidproduksjonen. Gassretensjonsblandingen er ment for å holde en tilstrekkelig mengde gass i brønnfluidene i et tidsrom mellom rundt 2 minutter og 20 minutter avhengig av anvendelsen, sammensetningen for brønnfluidene, produksjonshastig-

heten og den nøyaktige formulering av en gassløfteblanding ifølge oppfinnelsen. Stabiliteten av bibeholdt, absorbert, medført og/eller oppløseliggjort gass i de modifiserte brønnfluidene kontrolle-res ved mengden og typen av viskositetsdannende midler i blandingen, ved mengden og typen skummingsmidler i blandingen, hvis til stede, ved mengden gass og typen gass i blandingen, ved temperaturen i blanding og ved blandingens trykk. Generelt og ved å øke mengden viskositetsmid-ler og/eller skummingsmidler, kan tilbakeholdt gass og varighet for tilbakeholdt gass økes. Generelt øker de viskositetsdannende midler stabiliteten og varigheten for tilbakeholdt gass. Selvfølgelig er gassretensjonstiden direkte proporsjonal med mengden og typen gass som oppløses eller absor-beres i fluidet.

I visse utførelsesformer har de modifiserte brønnfluider (brønnfluider og gassløfteblanding) økte gassretensjonsegenskaper i stand til å holde tilbake tilstrekkelig gass til å gjøre de modifiserte brønnfluider lettere i forhold til brønnfluidene i fraværet av en gassløfteblanding som utgjør oppfinnelsen, i et tidsrom på mellom 2 minutter og 20 minutter eller mer.

I andre utførelsesformer har de modifiserte brønnfluidene (brønnfluider og gassløfteblanding) økte gassretensjonsegenskaper i stand til å bibeholde tilstrekkelig gass for å lette de modifiserte brønn-fluidene i forhold til brønnfluidene i fravær av en gassløfteblanding ifølge oppfinnelsen i et tidsrom mellom rundt 3 og rundt 20 minutter.

Forsøk

Selv om blandingen ikke benyttes direkte som et skummingsmiddel, kan egenskapene for blandingen forstås i forhold til skummingsegenskapene.

Skumtest

Skumtesten utføres med en Lab Hamilton Beach Malt Mixer. Blandeprosedyren var å blande test-borefluidet ved høy hastighet i 45 sekunder til 60 sekunder og så notere enhver forandring i 15 sekunders intervaller. Skummingskonsentrasjonen ble testet som angitt her. Etter skumming på blanderen ble testborefluidene helt i enten en 1000 ml eller en 500 ml gradert sylinder for å be-stemme om skummemålingen var lineær. Skumhøyden representerte det antall ml som ble opptatt av skummet etter at skummet var helt i sylinderen. Halveringstiden representerte den tid det tok et skum med et opprinnelig skumvolum å synke sammen 50 % av det opprinnelige skumvolumet, hvis for eksempel det opprinnelige skumvolum var 500 ml som målt i en 1000 ml graduert sylinder var halveringstiden den tid det tok for at skumvolumet skulle synke til en verdi på 250 ml.

Eksempel 1

Dette eksempel illustrerer fremstillingen av et illustrerende eksempel på et fortynnet fornetningsmiddel ifølge oppfinnelsen som så benyttes i alle de etterfølgende formuleringer.

En fornetningsoppløsning ble preparert ved tilsetning av 90 vektprosent monoetylenglykol og 10 vektprosent WEC GFA-65, et jern(lll)-fornetningsmiddel tilgjengelig fra Weatherford International.

Eksempel 2

Dette eksempel illustrerer prepareringen og testingen av et illustrerende eksempel på en skumblanding som benytter oppfinnelsen for skumming av et oljebasert borefluid som inkluderer et skummingsmiddel, et gelmiddel og et fornetningsmiddel.

Til 100 ml "Off Road" Red Diesel #2 høysvovelholdig ble 0,2 volumprosent HGA 70, et fosfatesterhydrokarbongelmiddel tilgjengelig fra Weatherford International, og 0,5 volumprosent av oppløs-ningen fra eksempel 1 tilsatt. Den resulterende oppløsning ble blandet i 1 minutt på en Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet. Denne oppløsning ble funnet å generere et skum med en skumhøyde på 150 ml målt i en gradert sylinder og hadde en halveringstid på 2:40 minutter.

Til oppløsingen ovenfor ble det satt 0,5 volumprosent DC-1250, et skummingsmiddel tilgjengelig fra Dow Corning, og den resulterende oppløsning ble blandet i 1 minutt på en Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet. Oppløsningen ble funnet å generere et skum med en skumhøyde på 170 ml og en halveringstid på 5:15 minutter.

Til oppløsningen ble det satt 10 volumprosent råolje som en kontaminant. Den råoljekontaminerte oppløsning ble blandet i 1 minutt på en Hamilton Beach blander med den høyeste hastighet. Den råoljekontaminerte oppløsning ble funnet å generere et skum med en skumhøyde på 180 ml og en halveringstid på 2:00 minutter.

Til den råoljekontaminerte oppløsning ble det satt 0,5 volumprosent DC-1250. Oppløsningen ble

blandet i 1 minutt på en Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet. Oppløsningsresultatet ble funnet å generere et skum med en skumhøyde på 185 ml og en halveringstid på 2:00 minutter.

Således er råoljekontaminering i borefluidet skadelig for skumstabilitet og reduserer halveringstiden fra mer enn 5 minutter til rundt 2 minutter.

Eksempel 3

Dette eksempel illustrerer prepareringen og testingen av et annet illustrerende eksempel på en skumblanding ifølge oppfinnelsen for skumming av et oljebasert borefluid.

Til 100 ml "Off Road" Red Diesel #2 ble 0,2 volumprosent HGA 70, et fosfatestergelmiddel tilgjengelig fra Weatherford International og 0,5 volumprosent av fornetningsoppløsningen fra eksempel 1 tilsatt. Oppløsningen ble blandet i 1 minutt på en Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet. Til denne oppløsning ble det satt 0,5 volumprosent Zonyl FSG, et skummingsmiddel tilgjenglig fra DuPont, under blanding i 1 minutt på en Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet.

Den skummende oppløsning hadde en skumhøyde på 170 ml og en halveringstid på 6:00 minutter.

Til oppløsningen ble det satt 10 volumprosent råolje som en kontaminant under blanding i 1 minutt på en Hamilton Beach blander med den høyeste hastighet for å gi et skum med en skumhøyde på 180 ml og en halveringstid på 2:00 minutter.

Fra eksemplene 2 og 3 reduserte tilsetningen av råolje til borefluidet skumstabiliteten målt ved skumhalveringstiden. Når man således benytter oljebaserte borefluider der risikoen for råoljekontaminering er høy, kreves det en økning i den relative konsentrasjon av gelmidlet og fornetningsmidlet og eventuelt skummingsmidlet. I formuleringstermer bør en skumblanding ifølge oppfinnelsen for bruk i råoljekontaminert borefluid formuleres med høyere konsentrasjoner av gelmidlet og fornetningsmidlene. Generelt bør volumprosent for dette formålet ligge i området mellom rundt 0,5 volumprosent og rundt 5 volumprosent gelmiddel og mellom rundt 0,1 volumprosent og rundt 0,5 volumprosent fornetningsmiddel.

Eksempel 4

Dette eksempel illustrerer prepareringen og testingen av et ytterligere illustrerende eksempel på en skumblanding ifølge oppfinnelsen for skumming av et oljebasert borefluid.

Til 100 ml "Off Road" Red Diesel #2 ble 0,5 volumprosent HGA 70, et fosfatestergelmiddel tilgjengelig fra Weatherford International og 0,5 volumprosent av fornetningsoppløsningen fra eksempel 1, under blanding i 1 minutt på en Hamilton Beach blander ved høyeste hastighet tilsatt. Til denne oppløsning ble det satt 0,5 volumprosent CD-1250, et skummingsmiddel tilgjengelig fra Dow Corning, under blanding i 1 minutt på en Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet og man oppnådde et skum med en skumhøyde på 160 ml og en halveringstid på 4:10 minutter.

Til dette borefluid ble det satt 10 volumprosent råolje som en kontaminering under blanding i 1 minutt på en Hamilton Beach blander med den høyeste hastighet for å gi et skum med en skum-høyde på 170 ml og en halveringstid på 2:00 minutter.

Til dette oljekontaminerte borefluid ble det satt 0,5 volumprosent HGA 70 fosfatester og 0,5 volumprosent av fornetningsoppløsningen i eksempel 1 under blanding i 1 minutt på en Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet for å gi et skum med en skumhøyde på 160 ml og en halveringstid på 3:00 minutter.

Til dette borefluid ble det satt 10 volumprosent feltbrine (vann) som en annen kilde for kontaminering, under blanding i 1 minutt på en Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet for å gi et skum med en skumhøyde på 170 ml og en halveringstid på 5:00 minutter.

Således øker tilsetningen av ytterligere gelmiddel og fornetningsmiddel halveringstiden på samme måte som tilsetningen av vann, med dannelse av kun en svak emulsjon.

Eksempel 5

De følgende eksempler illustrerer beluftningen av 1500 ml diesel #2 (rød) som ble anbrakt i en Hamilton Beach og blandet. 0,5 volumprosent HGA 70, tilgjengelig fra Clearwater International, Inc., og 0,5 volumprosent av oppløsningen fra eksempel 1 ble tilsatt under blanding til dieselen. Det resulterende fluid som angis som dieselgel ble blandet i 1 time ved middels hastighet. 250 ml av den resulterende dieselgel ble helt i 500 ml trykkcelle. I disse formuleringer som inkluderer en skummer ble den antydede mengde av DC-1250 skummer satt til cellene før trykksetting, noe som resulterer i et 250 ml luftgap i cellen. Cellen ble satt under trykk til 300 psi (2.068.400 N/m<2>>0 med testgass. Cellen ble satt hen under statiske betingelser i 16 timer ved omgivelsestemperatur. Cellen ble så trykkavlastet og beluftet fluid helt i 1000 ml gradert sylinder, og skumhøyden (FH) og halveringstiden (HL) ble målt. Resultatene av testene er oppsummert i tabell I.

Disse data viser klart at fluidet inkludert gelmidlet og dets fornetningsmiddel er i stand til å holde gassen og spontant å konvertere til et stabilt skum etter et disruptivt evenement.

Eksempel 6

Dette eksempel illustrerer forgasningen av et fluid ifølge oppfinnelsen og som inkluderer et gelmiddel og dets fornetningsmiddel.

Til 250 ml "Off Road" Red Diesel #2 med et høyt svovelinnhold ble det satt 0,5 volumprosent HGA 70,et fosfatesterhydrokarbongelmiddel tilgjengelig fra Weatherford International, og 0,5 volumprosent av oppløsningen fra eksempel 1. Den resulterende oppløsning ble så plassert i en 500 ml trykkcelle. Trykkcellene ble forseglet og cellene satt under trykk til 300 psi (2.068.400 N/m<2>) med membrannitrogen (96 %, 4 % oksygen) og satt hen ved dette trykk i 15 minutter. Trykket i cellen ble så avlastet for å gi et forgasset fluid med i det vesentlige samme volum. Densiteten for fluidet før og etter trykksetting var i det vesentlige samme som diesel, som er rundt 7 pund/gallon (838,8 kg/m<3>). En rø rest a v ble så anbrakt i fluidet og fluidet omrørt med staven i en time med urviserne. Det resulterende, disruptive evenement forårsaket at fluidet gikk over til et skum i løpet av rundt 1 sekund. Skummet ekspanderte til toppen av 500 ml cellen og fordoblet i det vesentlige sitt volum. Således ble de opprinnelige 7 pund/gallon (838,8 kg/m<3>) fluid, ved forsiktig omrøring spontant kon-vertert (innen rundt et sekund) til 3,5 pund/gallon (419,4 kg/m<3>) fluidskum. Før omrøring viste fluidet tegn på en langsom utgassing av den oppløste eller absorberte gass.

Eksempel 7

Dette eksempel illustrerer fremstillingen og omgivelsestemperaturresirkuleringstesting av et annet illustrerende eksempel på en skumblanding ifølge oppfinnelsen for skumming av et oljebasert borefluid.

Første skum/avskummingssyklus

Til 100 ml råolje fra Comanche Resources Andrews-felt #23-1, Dewey County, Oklahoma, USA ble det satt 1 volumprosent HGA 37, et gelmiddel, 0,05 volumprosent HGA65, et fornetningsmiddel og 0,50 volumprosent Zonyl FSG, et skummemiddel, under blanding i 1 minutt på en Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet for å gi et skum med en skumhøyde på 140 ml og en halveringstid på 3:40 minutter.

Til dette skum ble det satt 0,5 ml IPA, et avskummingsmiddel for å bryte skummet.

Andre skum/avskummingssyklus

Det nedbrutte skum fra den første syklus ble så blandet i 1 minutt på Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet for å gi et skum med en skumhøyde på 138 ml og en halveringstid på 4:00 minutter.

Til dette skum ble det satt 0,5 ml IPA, et avskummingsmiddel, for å bryte skummet.

Tredje skum/avskummingssyklus

Det nedbrutte skum fra den andre syklus ble så blandet i 1 minutt på Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet for å gi et skum med en skumhøyde på 138 ml og en halveringstid på 6:00 minutter.

Fjerde skum/avskummingssyklus

Det brutte skum fra den tredje syklus ble så blandet i 1 minutt på Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet for å gi et skum med en skumhøyde på 130 ml og en halveringstid på 8:00 minutter.

Femte skum/avskummingssyklus

Det brutte skum fra den fjerde syklus ble så blandet i 1 minutt på Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet for å gi et skum med en skumhøyde på 122 ml og en halveringstid på 8:40 minutter.

Sjette skum/avskummingssyklus

Det brutte skum fra den femte syklus ble så blandet i 1 minutt på Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet for å gi et skum med en skumhøyde på 118 ml og en halveringstid på 9:00 minutter.

Syvende skum/avskummingssyklus

Det brutte skum fra den sjette syklus ble så blandet i 1 minutt på Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet for å gi et skum med en skumhøyde på 116 ml og en halveringstid på 10:00 minutter.

Åttende skum/avskummingssyklus

Det brutte skum fra den syvende syklus ble så blandet i 1 minutt på Hamilton Beach blander ved den høyeste hastighet for å gi et skum med en skumhøyde på 110 ml og en halveringstid på 12:00 minutter.

Således er en skummingsblanding ifølge oppfinnelsen i stand til skumming av et hydrokarbonborefluidsystem over mange skummings/avskummingssykluser uten tap i skumstabilitet. Således syn-tes skummet å bli mer stabilt etter hver syklus, men er fremdeles i stand til å kunne brytes ved tilsetningen av avskummingsmidlet.

Eksempel 8

Dette eksempel illustrerer prepareringen og testing av et oljebasert borefluid inkludert et polymerisk viskosifiserende middel og særlig en SEPS Kraton polymer (styren-etylen/propylen-styrenblokkopolymer) tilgjengelig fra Kraton Polymer i Houston, Texas.

Til 350 ml Drillsolv Plus fra Enerchem (rettløpsdestillat) ble det satt 10 gram av Kratonpolymeren under blanding ved bruk av en Silversonblander ved 5000 omdreininger per minutt i 30 sekunder for å oppløse polymeren. 100 ml polymermodifisert Drillsolv Plus ble anbrakt i en Hamilton Beach blander og blandet under høyskjærkraft i 1 minutt. Det resulterende skum hadde en skumhøyde på 150 ml og en halveringstid på 2 minutter og tilsvarende et borefluid med 4,7 pund/gallon (563,2 kg/m<3>) fluid av det polymere viskosifiserende middel.

Eksempel 9

Dette eksempel illustrerer prepareringen og testing av et oljebasert borefluid inkludert et polymerisk viskosifiserende middel og særlig en SEPS Kraton polymer (styren-etylen/propylen-styrenblokk-kopolymer) tilgjengelig fra Kraton Polymer i Houston, Texas.

Basert på prosessen i eksempel 6 ble 3,0 pund/gallon (359,5 kg/m<3>) borefluid preparert. 100 ml 3,0 pund/gallon (359,5 kg/m<3>) borefluid ble så anbrakt i en trykkaldringscelle. Denne ble satt under trykk til 400 psi (2,757,903 N/m<2>) med trykkluft i 5 minutter ved omgivelsestemperatur. Cellen ble så trykkavlastet for å gi et beluftet borefluid med meget lite skum, rundt 5-10 ml skum på toppen av væsken (5-10 volumprosent). Det beluftede borefluid ble så helt i en 250 ml gradert sylinder, noe som brøt opp fluidet og ga et skum med en skumhøyde på 230 ml og en halveringstid på 4,5 minutter.

Eksempel 10

Dette eksempel illustrerer sirkuleringen av et dieselfluid ifølge oppfinnelsen inneholdende et gelmiddel og dets fornetningsmiddel gjennom en lukket sløyfe for å demonstrere pumpeevnen for fluidet og dets in situ forgasning.

Sirkulering ble initiert med et diesel #2 fluid. På tid null ble opptegningen startet og 0,5 volumprosent HGA-70, et gelmiddel, ble satt til dieselfluidet. Ved t=0:22ble 0,5 volumprosent av oppløs-ningen fra eksempel 1 tilsatt i løpet av en 15 minutters periode. Ved t=0:47 ble luft fra en kompres-sor (6 SCFM) injisert, men ga ingen bobler, og det ble fastslått at en annen luftinjeksjonsmetode var nødvendig. Ved t=1:12 ble luft fra en luftsylinder med et trykk på rundt 880 psi (6,067,386 N/m<2>) benyttet for å overvinne sirkulasjonstilbaketrykket på rundt 830 psi (5,722,649 N/m<2>). Ved t=1:17utviklet ventilen en lekkasje og injeksjon ble avbrutt for å stanse lekkasjen. Ved t=1:33 ble luftinjeksjonen reetablert og bobler sett i siktglasset. Ved t=1:55ble 0,5 volumprosent DC-1250, en hydro-karbonskummer, satt til fluidet. Ved t=2:06 ble en hovedandel av fluid/skum helt over i en trommel, og sløyfen var så å si tom. Testen ble stanset slik at fluidet kunne pumpes tilbake til sløyfen. Ved t=2:06 - 4:05 ble fluidet kontinuerlig sirkulert under oppvarming til en temperatur på 200 °F (93 °C). Ved t=4:05 ble luftinjeksjon fra sylinderen startet og et skum observert i siktglasset. Ved t=4:07 ble en prøve av fluidet hentet ut og hadde en densitet på 5,3 pund/gallon (635,1 kg/m<3>). Ved t=4:13ble luftinjeksjonen slått av og en ytterligere prøve hentet, og denne hadde en densitet på 4,2 pund/gallon (503,3 kg/m<3>). Ved t=4:25ble 0,5 volumprosent HGA-70 og 0,5 volumprosent av opp-løsningen fra eksempel 1 satt til fluidet i løpet av et 18 minutters tidsrom. Ved t=4:36 ble fluidet i strømning overført over trommelen tilbake til sløyfen. Ved t=4:51 ble nok en prøve hentet og denne hadde en densitet på 5,2 pund/gallon (623,1 kg/m<3>). Ved t=4:59 ble luftinjeksjon fra sylindernes start ved et injeksjonstrykk på 650 psi (4,481,592 N/m<2>) injeksjon og et skum oppnådd i siktglasset. Ved t=5:01ble en ytterligere prøve på fluidet tatt ut og hadde en densitet på 3,7 pund/gallon (443,4 g/m<3>). Ved t=5:13ble nok en prøve hentet, og denne hadde en densitet på 3,8 pund/gallon (455,3 kg/m<3>) og en skumhalveringstid i siktglasset på over 17 minutter. Ved t=5:30 ble luftinjeksjon stanset på grunn av skum som kom ut av overstrømningstrommelen og utarmet fluidet i sløyfen. Ved t=5:31ble 2,5 volumprosent isopropanol, en avskummer, tilsatt. Ved t=6:00 ble luftinjeksjonen startet igjen. Ved t=6:04 ble en ytterligere prøve hentet med en densitet på 5,8 pund/gallon (695,0 kg/m<3>). Ved t=6:16ble varm fluidsirkulasjon stoppet og testen avsluttet. Resultatene av denne test er vist i figurene 1A til 1D. Disse data viser at fluidet kan pumpes og er i stand til å kunne produsere et lettvektsfluid når fluidet trekkes av fra sløyfen. Til forskjell fra mange skumsystemer som forårsaker alvorlig pumpekavitering og låsing er fluidene ifølge oppfinnelsen i stand til å kunne forgasses og pumpes mens de opprettholder evnen til å gi lettvektsfluider etter avtrekking fra en trykksatt omgivelse.

Eksempel 11

Dette eksempel illustrerer skumkarakteristika for en gassløfteblanding som benytter oppfinnelsen er hydrokarbonfluider med metangass som skummingsmidlet. Dette eksempel er ment for å etter-likne gassløfteoperasjoner som benytter metan eller naturgass som løftegassen.

Testdata er oppsummert i tabell II. Testene ble gjennomført ved blanding av de angitte bestandde-ler i en beholder, risting av beholderen ti ganger, vending av denne opp-ned og måling av skum-høyde og skumhalveringstid.

A skummer = 9,0 g 9312HF + 1,0 g DC-1250 gammel versjon

B skummer = 9,0 g 9312HF + 1,0 g DC-1250 ny versjon

Hydroskumtestmetode: 10 ristinger og invertert under henstand i 10 min.

300 psi = 2.068.400 N/m<2>

Disse data viser klart at et langvarig stabilt skum oppnås i råolje med 1 ml av to forskjellige gass-løfteblandinger som utgjør oppfinnelsen, her angitt som A skummer og B skummer.