NO344289B1

NO344289B1 - Fremgangsmåte for tetning av en underjordisk sone

Info

Publication number: NO344289B1
Application number: NO20081849A
Authority: NO
Inventors: Charles Svoboda
Original assignee: Mi Llc
Priority date: 2005-09-30
Filing date: 2008-04-16
Publication date: 2019-10-28
Also published as: EP2489825B1; WO2007041420A3; DK1929121T3; EA200800995A1; EP1929121B1; US20070074869A1; CA2623057C; CA2746567A1; NO20081849L; EP1929121A2; EA011139B1; CA2623057A1; CA2746567C; EP2489825A1; US20080096773A1; WO2007041420A2; DK2489825T3; EP1929121A4; US8188014B2; US7334639B2

Description

Bakgrunn for oppfinnelsen

Oppfinnelsens område

Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for tetning av en underjordisk sone.

Bakgrunn

Under boring av et borehull anvendes typisk ulike fluider, ofte betegnet "slam", i brønnen for mange forskjellige funksjoner. Fluidene kan sirkuleres gjennom et borerør og borkrone inn i borehullet, og kan så deretter strømme oppover gjennom borehullet til overflaten. I løpet av denne sirkulasjonen virker borefluidet til å smøre og avkjøle de roterende borkroner, til å hindre utblåsninger ved tilveiebringelse av hydrostatisk trykk for å balansere eventuelle høytrykks-formasjonsfluider som plutselig kan komme inn i borehullet, og til å fjerne borekaks fra borehullet.

Et vanlig trinn under konstruksjonen av borehullet involverer å anbringe en rørstreng, f.eks. foringsrør, inn i borehullet. Brønnforingsrør av forskjellige størrelser anvendes typisk, avhengig av dybde, ønsket hullstørrelse og geologiske formasjoner som påtreffes. Foringsrøret tjener flere funksjoner, inkluderende å tilveiebringe strukturell understøttelse for borehullet for å hindre formasjonsveggene i å rase inn i borehullet. Foringsrøret er typisk stabilisert og bundet på plass inne i borehullet. Fordi borefluider generelt ikke er stivnbare (dvs. at de ikke utvikler trykkfasthet eller danner en fast binding med foringsrør og formasjonsoverflater), fjernes imidlertid en del av borefluidet typisk fra borehullet slik at foringsrørene kan settes på plass ved hjelp av en primær sementeringsoperasjon.

Primære sementeringsoperasjoner fyller minst en del av ringrommet mellom foringsrøret og formasjonsveggen med en hydraulisk sementsammensetning. Sementsammensetningen kan deretter tillates å stivne i ringrommet, idet det derved dannes en ringformet hylse av sement. Det er ønskelig at sementbarrieren er impermeabel, slik at den vil hindre migreringen av fluid mellom soner eller formasjoner som tidligere er penetrert av borehullet.

Når det er fullført, vil brønnens ringrom inneholde en stivnet sementseksjon som binder foringsrøret, tilveiebringer understøttelse for foringsrørstrengen og isolerer permeable soner, en seksjon som kan inneholde kjemiske avstandsstykker og grensesjikt av fluider anvendt til å anbringe sementen inkluderende slam, vann, vektmidler, surfaktanter, salter og sement, og en seksjon som inneholder boreslam som blir anvendt til å bore mellomrommet som nettopp var foret, som beskrevet i US patent nr. 4671 357 og 6283 213. I løpet av levetiden til brønnen kan disse fluidene nedbrytes og separeres i de individuelle komponenter, slik som vann, faststoffer og olje. Denne separasjonen kan resultere i en reduksjon av hydrostatisk trykk nær den øvre kanten av sementen.

Problemer som ofte påtreffes i borehull inkluderer slike som er relatert til oppbygningen av trykk i ringroms-foringsrør og migrering av fluider. Trykk utvikles ofte i ringrommet mellom foringsrør av forskjellig størrelse fordi lekkasjer mellom strenger av foringsrør, produksjonsrørlekkasjer, produksjonspakningslekkasjer, brønnhodetekningslekkasjer og sementeringsjobber av dårlig kvalitet. Sprekker og revner i den ringformede sementbarrieren kan være forårsaket av faktorer relatert til sementsammensetningen, sement-avstandsstykket, kjemi, fortrengningseffektivitet, termisk belastning (ekspansjons/kontraksjon av foringsrør), hydraulisk påkjenning og kompaktering. Sprekker og dårlige sementbindinger kan tilveiebringe en vei som høytrykksfluider kan migrere gjennom. Fluidmigrering kan føre til borehullssvikt eller overdreven trykkoppbygning i det ringformede foringsrøret.

Trykkoppbygning i ringroms-foringsrør kan inntreffe i borehull som har blitt boret med vann eller invert emulsjonbaserte fluider. Invert emulsjon-baserte fluider kan utvise en større tendens mot trykkoppbygning i ringroms-foringsrør på grunn av den iboende inkompatibilitet mellom oljebaserte fluider og vannbaserte fortrengnings- og sementfluider.

Disse inkompatibliteter kan resultere i dårlig sementbinding eller forringelse av suspensjonsegenskapene til invert emulsjon-basert fluid, siden fluidene undergår synerese til basiskomponeten av olje, emulgeringsmidler, faststoffer og saltlake. I tillegg kan større gassolubilitet i det oljebaserte fluid bidra til trykkutvikling i ringroms-foringsrør. De dominerende suspensjonsegenskaper til et invert emulsjonfluidsentrum rundt emulsjonen, i motsetning til et vannbasert slam, er viskositetsøkende faststoffer og/eller polymerer de primære suspensjonsmidler.

For av avhjelpe og regulere ringromstrykk, pumpes typisk en relativt tung væske inn i ringrommet ved den øvre enden av brønnen, for å fortrenge lettere fluider. Disse prosedyrene er imidlertid ofte svært kostbare og gir ikke alltid de ønskede resultater.

US 2004/147404 vedrører en invert emulsjon som omfatter et emulgeringsmiddel som omfatter ett eller flere aminer som, når brakt i kontakt med en sur oppløsning, vil reversibelt omdanne den inverte emulsjonen til en direkte emulsjon.

Det foreligger følgelig et behov for et borehull som har en impermeabel barriere for å hindre oppbygningen av ringromsforingsrørtrykk og migreringen av fluider.

Oppsummering av oppfinnelsen

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for tetning av en underjordisk sone. Fremgangsmåten inkluderer trinnene med å fremstille et borehullsfluid som omfatter: et oljeholdig fluid, hvori det oljeholdige fluid er den kontinuerlige fase av borehullsfluidet;

et ikke-oljeholdig fluid, hvori det ikke-oljeholdige fluid er den diskontinuerlige fase av borehullsfluidet;

og fra 14,26 til 142,65 g/l (fra 5 til 50 pund per fat) av et termisk aktiverbart hydrokarbon-geldannelsesmiddel;

å anbringe borehullsfluidet i minst en del av et ringrom mellom sideveggene av et borehull og utsiden av en foringsrørstreng anbrakt i borehullet;

termisk aktivering av det termisk aktiverbare hydrokarbongeldannelsesmiddel ved en temperatur i området fra 37,78<o>C (100<o>F) til 121,11<o>C (250<o>F); og

dannelse av en gasstett tetning, med borehullsfluidet omfattende det termisk aktiverte hydrokarbongeldannelsesmiddel, langs utsiden av foringsrørstrengen og sideveggene av formasjonen.

Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil gå frem av den etterfølgende beskrivelse og de vedføyde kravene.

Kort beskrivelse av tegningene

Fig. 1 er en illustrasjon av et boreriggsystem.

Fig. 2a og 2b er en illustrasjon av et borehull i samsvar med en utførelsesform i henhold til den foreliggende oppfinnelse.

Detaljert beskrivelse

I ett aspekt vedrører utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse fremgangsmåter for anvendelse av et borehullsfluid som solidifiserer i et borehull for å danne en gasstett barriere.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører å kjemisk behandle et oljebasert borefluid med et termisk aktiverbart hydrokarbongeldannelsesmiddel før sementering av en streng av foringsrør. I noen utførelsesformer kan det behandlede borefluidet deretter pumpes gjennom foringsrør og inn i ringrommet slik at det vil forbli i ringrommet når sementjobben er fullført. I andre utførelsesformer kan et behandlet borefluid sirkuleres i ringrommet i et borehull som tidligere har undergått en sementeringsoperasjon. Videre kan det oljebaserte borefluid eventuelt være behandlet med en kombinasjon av et tilsetningsstoff for regulering av filtrering og/eller et fibrøst aggregatmaterial for å frembringe en solidifisert masse under temperaturbetingelser nede i hullet.

Under henvisning til fig. 1, er det vist et boreriggsystem 10 i samsvar med en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Et boresystem 10 inkluderer en borerigg 12 anbrakt oppnå et borehull 14. En borestreng 16 er anbrakt inne i borehullet 14, som er skåret ut gjennom jordformasjonen 20 ved hjelp av borkronen 18, lokalisert ved den nedre enden av borestrengen 16. Boreslam 22 pumpes ved hjelp av et pumpesystem 23 fra en reservoartank 24 gjennom borestrengen 16. Dette fortsetter å pumpe boreslam 22 inn i og ut av borkronen 18 gjennom dyser eller strålerør (ikke vist). Så snart det er pumpet ut av borkronen 18, returnerer boreslammet tilbake til reservoartanken 24, gjennom en ringformet passasje 26. Det ringformede området 26 er området mellom borestreng 16 og sideveggene 28 i borehullet 14. Ringformet passasje 26 definerer strømningsveien for boreslam 22 når det returnerer til reservoartanken 24. En fluidtømmingsledning 30 forbinder den ringformede passasjen 26 ved brønnhodet til reservoartanken 25 for returstrømning av boreslam 22.

Metallforingsrør 32 kan være posisjonert i borehullet 14 for å danne en beskyttende hylse og opprettholde integritet i borehullet 14. Imidlertid er minst en del av et ringformet område 34 mellom metallforingsrøret 32 og sideveggene 28 i formasjonen 20 fylt med en impermeabel barriere 36. Den impermeable barrieren 36 kan inkludere en nedre del 36a av sement og en øvre del 36b av slam.

I samsvar med en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, kan minst en del av det ringformede området mellom metallforingsrøret i borehullet og sideveggen i den borede formasjonen inkludere et lag av sement og et lag av solidifisert borehullsfluid. Det solidifiserte borehullsfluidet dannes ved å la et borehullsfluid inkluderende et oljeholdig fluid og et termisk aktiverbart hydrokarbon-geldannelsesmiddel stivne inne i ringrommet.

I samsvar med den foreliggende oppfinnelse, tettes en underjordisk sone ved fremstilling av et borehullsfluid som inkluderer et oljeholdig fluid og et termisk aktiverbart hydrokarbon-geldannelsesmiddel. Borehullsfluidet plasseres i minst en del av ringrommet mellom sideveggene i et borehull og utsiden av en foringsrørstreng anbrakt i borehullet.

Borehullsfluidet tillates deretter å solidifisere heri. I enkelte utførelsesformer kan også en sementslurry anbringes i minst en del av ringrommet mellom sideveggene i borehullet og utsiden av foringsrørstrengen. Sementslurryen kan anbringes i ringrommet enten før eller etter at borehullsfluidet er anbrakt i ringrommet. I andre utførelsesformer er minst en del av ringrommet okkupert av en forhånds-solifidisert eller delvis solidifisert sementbarriere forut for anbringelse av det behandlede borehullsfluidet i ringrommet.

I samsvar med en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, kan en underjordisk sone tettes ved å pumpe et borehullsfluid inn i minst en del av et ringrom mellom sideveggene i et borehull og utsiden av en foringsrørstreng anbrakt i borehullet. Borehullsfluidet inkluderer et oljeholdig fluid og et termisk aktiverbart hydrokarbongeldannelsesmiddel. En sementslurry kan pumpes inn i minst en del av ringrommet og borehullsfluidet og sementen kan tillates å solidifisere deri. I enkelte utførelsesformer foregår pumpingen av borehullsfluidet og sementslurryen ved å pumpe borehullsfluidet og sementslurryen gjennom foringsrørstrengen for å fylle ringrommet.

I samsvar med en annen utførelsesform i henhold til den foreliggende oppfinnelse inkluderer et borehullsfluid et oljeholdig fluid som den kontinuerlige fase av borehullsfluidet, et ikke-oljeholdig fluid som den diskontinuerlige fase av borehullsfluidet, et termisk aktiverbart hydrokarbongeldannelsesmiddel, et fibrøst materiale, og et middel for kontroll av filtreringstap. Borehullsfluidet inkluderer fra 14,26 til 142,65 g/l (5 til 50 pund per fat) av det termisk aktiverbare hydrokarbon-geldannelsesmiddel. I enkelte utførelsesformer inkluderer borehullsfluidet fra 42,79 til 99,85 g/l (15 til 35 pund per fat) av det termisk aktiverbare hydroarbon-geldannelsesmiddel.

I samsvar med enkelte utførelsesformer i henhold til foreliggende oppfinnelse kan et borehullsfluid anbringes i borehullet som en avhjelpende foranstaltning, idet den spesifikke prosess avhenger av hvorvidt et trinn-sementeringsverktøy var konfigurert i foringsrørstrengen før kjøring av foringsrøret. Hvis trinn-sementeringsverktøyet var konfigurert i foringsrørstrengen, etter at det første trinnet med sement var anbrakt rundt skoen av foringsrøret, kan trinn-verktøyet åpnes for å tillate sirkulering av fluidet gjennom ringrommet over den primære sementjobben. Et borehullsfluid inkluderende et oljeholdig fluid og et termisk aktiverbart hydroarbon-geldannelsesmiddel kan anbringes i og sirkuleres gjennom ringrommet. I tillegg kan et andre sementtrinn følge.

Hvis et trinn-verktøy ikke tidligere hadde blitt installert i metallforingsrøret, kan imidlertid tilgang til ringrommet oppnås ved å perforere foringsrøret. Så snart metallforingsrøret er perforert, kan borehullsfluider som inkluderer et oljeholdig fluid og et termisk aktiverbart hydrokarbongeldannelsesmiddel anbringes i og sirkuleres gjennom ringrommet. Sirkuleringen av det behandlede oljeholdige basisfluid ville gå forutfor eventuell sekundær eller avhjelpende sementbehandling.

Det oljeholdige fluid kan inkludere naturlig eller syntetisk olje. Foretrukket er det oljeholdige fluid valgt fra gruppen inkluderende dieselolje, mineralolje og en syntetisk olje, slik som polyolefiner, polydiorganosikoksaner, siloksaner eller organosiloksaner, estere og blandinger derav. Konsentrasjonen av det oljeholdige/oljeaktige fluid bør være tilstrekkelig slik at en invert emulsjon dannes og kan være mindre enn omtrent 99 volum-% av den inverte emulsjon. I en utførelsesform er mengden av oljeholdig fluid fra omtrent 30 til omtrent 95 volum-%, og mer foretrukket omtrent 40 til omtrent 90 volum-% av invert emulsjon-fluidet. Det oljeholdige fluid kan i en utførelsesform inkludere minst 5 volum-% av et material valgt fra gruppen inkluderende estere, etere, acetaler, dialkylkarbonater, hydrokarboner og kombinasjoner derav.

Det ikke-oljeholdige fluid anvendt i formuleringen av invert emulsjon-fluidet kan være en vandig væske. Foretrukket den ikke-oljeholdige/oljeaktige væske være valgt fra gruppen inkluderende sjøvann, en saltlake inkluderende organiske og/eller uorganiske oppløste salter, væsker inneholdende vannblandbare organiske forbindelser og kombinasjoner derav. Mengden av det ikke-oljeholdige fluid er typisk mindre enn den teoretiske grense som behøves for å danne en invert emulsjon. I en utførelsesform er således mengden av ikkeoljeholdig fluid mindre enn omtrent 70 volum-% og foretrukket fra omtrent 1 til omtrent 70 volum-%. I en annen utførelsesform er det ikke-oljeholdige fluid foretrukket fra omtrent 5 til omtrent 60 volum-% av invert emulsjon-fluidet.

Metoden anvendt i fremstilling av borefluidene er ikke kritisk. Konvensjonelle metoder kan anvendes for å fremstille borefluidene på en måte som er analog med slike som vanligvis anvendes, for å fremstille konvensjonelle oljebaserte borefluider. I en representativ prosedyre, blandes en ønsket mengde av oljeholdig fluid slik som en basisolje og en passende mengde av emulgeringsmiddel sammen og de resterende komponenter tilsettes i rekkefølge med kontinuerlig blanding. Alle typer av emulgeringsmidler, inkluderende reologi-modifiseringsmidler kan anvendes for å fremstille borefluidene . Versa-HRP, Versamod er eksempler på reologi-modifiseringsmidler som kan anvendes som emulgeringsmidler og er kommersielt tilgjengelige fra M-I L.L.C., Houston, Texas. En invert emulsjon dannes ved kraftig omrøring, blanding eller skjæring av det oljeholdige fluid og det ikke-oljeholdige fluid.

Det termisk aktiverbare hydrokarbon som kan anvendes i utførelsesformer i henhold til den foreliggende oppfinnelse kan anvendes i invert emulsjon-fluidet uten å påvirke de reologiske egenskapene til fluidet inntil det er termisk aktivert. Hydrokarbon-geldannelsesmiddelet kan innføres i borehullsfluidet gjennom en konvensjonell blandetrakt.

Aktivering av hydrokarbon-geldannelsesmiddelet kan begynne etter at borehullsfluidet inneholdende det termisk aktiverbare hydrokarbon-geldannelsesmiddel er pumpet inn i et borehull og utløses ved temperaturen i den omgivende formasjonen. I samsvar med en utførelsesform i henhold til den foreliggende oppfinnelse, er det termisk aktiverbare hydrokarbon-geldannelsesmiddel et alkyldiamid. I samsvar med en annen utførelsesform er det termisk aktiverbare hydrokarbon-geldannelsesmiddel et alkyldiamid, slik som dem som har den generelle formel: R1-HN-CO-(CH2)n-CO-NH-R2, hvori n er et heltall fra 1 til 20, mer foretrukket fra 1 til 4, enda mer foretrukket fra 1 til 2, R1er en alkylgruppe som har fra 1 til 20 karboner, mer foretrukket fra 4 til 12 karboner og enda mer foretrukket fra 5 til 8 karboner, og R2er et hydrogen eller alkylgruppe som har fra 1 til 20 karboner, mer foretrukket fra 4 til 12 karboner og enda mer foretrukket fra 5 til 8 karboner, hvori R1og R2kan være identiske eller ikke.

Hydrokarbon-geldannelsesmiddelet kan frembringe viskositet og utvikle gelstruktur når underkastes skjæring og oppvarming over 60<o>C (140<o>F). Når hydrokarbon-geldannelsesmiddelet er fullstendig aktivert, forblir gelstrukturen stabil selv hvis temperaturen faller under 60<o>C (140<o>F). Ved anvendelse ved en temperatur over sitt smeltepunkt (115,56<o>C (240<o>F)), avtar imidlertid den reologiske effekten gradvis. Det termisk aktiverbare hydrokarbon-geldannelsesmiddel aktiveres ved en eksponeringstemperatur i området fra 37,78<o>C (100<o>F) til 121,11<o>C (250<o>F) over varierende tidslengder. I noen utførelsesformer kan det termisk aktiverbare hydrokarbongeldannelsesmiddel aktiveres ved en eksponeringstemperatur på omtrent 60<o>C (140<o>F).

Versapac er et eksempel på et termisk aktiverbart hydrokarbon-geldannelsesmiddel som kan anvendes i samsvar med utførelsesformer i henhold til den foreliggende oppfinnelse, og er kommersielt tilgjengelig fra M-I L.L.C., Houston, Texas. VersaPac aktiveres ved en kombinasjon av varme og skjær. I fravær av skjær og under temperaturen for aktivering, er den reologiske effekten av VersaPac minimal fordi partiklene ikke sveller. Geldannelsesmekanismen involverer svellingen av de initiale agglomerater og en gradvis frigjøring av individuelle oligomerkjeder. De frigjorte oligomerer assosieres deretter med annet partikkelformet material for å frembringe den reologiske effekten. Oppbygningen av denne strukturen er tiksotropisk siden den involverer gjen-innretting av den initiale struktur til den mest termodynamisk stabile konfigurasjon. Når det er fullstendig aktivert, er det dannet en type micellestruktur som involverer geldanningsmiddelet og de andre komponentene i systemet.

I samsvar med den foreliggende oppfinnelse, er det termisk aktiverbare hydrokarbon-geldannelsesmiddel tilstede i borehullsfluidet i mengde fra 14,26 til 142,65 g/l (5 til 50 pund per fat). I én utførelsesform kan det termisk aktiverbare geldannelsesmiddel være tilstede i en mengde i området fra 42,79 til 99,85 g/l (15 til 35 pund per fat). I en annen utførelsesform, kan det termisk aktiverbare hydrokarbon-geldannelsesmiddel være tilstede i en mengde i området fra 57,06 til 85,59 g/l (20 til 30 pund per fat).

Med referanse til fig. 1, kan det termisk aktiverbare hydrokarbon-geldannelsesmiddel tilsettes til borehullsfluidet i en blandetrakt 38. I samsvar med en utførelsesform i henhold til den foreliggende oppfinnelse, kan borehullsfluidet inneholdende det termisk aktiverbare hydrokarbongeldannelsesmiddel tilsettes gjennom metallforingsrørstrenger 32 for å fylle minst en del av det ringformede området 34 mellom utsiden av foringsrøret 32 og sideveggene 28 i formasjonen 20.

Med referanse til fig. 2a og 2b, er det vist et borehull i samsvar med en utførelsesform i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Så snart borehullsfluidet har fylt minst en del av det ringformede området 42 av borehullet, vil temperaturen fra formasjonen 44 aktivere det termisk aktiverbare hydrokarbon-geldannelsesmiddel og initiere solidifiseringsprosessen. Det solidifiserte borehullsfluid 46 danner en beskyttelsesbarriere, som okkuperer området mellom utsiden av foringsrøret 48 og sideveggene av formasjonen 44.

Et tilsetningsstoff som eventuelt kan være inkludert i borehullsfluidet inkluderer et fibrøst material. En alminnelig fagkyndig i teknikken bør forstå at anvendelsen av "inerte" fibrøse matrialer kan tilsettes for å redusere overskuddsfluider ved oppsuging av disse fluidene. Eksempler på slike marterialer inkluderer grov cellulose, penøttskall, bomullsfrøskall, treaktig material og andre plantefibere som skulle være velkjente for en fagkyndig i teknikken. I enkelte utførelsesformer i henhold til den foreliggende oppfinnelse, kan borehullsfluidet også inkludere fra omtrent 3 til omtrent 25 pund per fat av et fibrøst material. M-I-X II og Vinseal er eksempler på fibrøse matrialer som kan anvendes i samsvar med enkelte utførelsesformer i henhold til den foreliggende oppfinnelse, og er kommersielt tilgjengelig fra M-I L.L.C., Houston, Texas.

Et annet typisk tilsetningsstoff til oljeholdige borefluider som eventuelt kan være inkludert i de oljeholdige borefluider er et middel for kontroll av filtreringstap. Midler for kontroll av filtreringstap kan virke til å hindre tapet av fluid til den angivende formasjon ved å redusere permeabiliteten av barrieren av solidifisert borehullsfluid. Passende midler for kontroll av filtreringstap som kan anvendes i samsvar med enkelte utførelsesformer i henhold til den foreliggende oppfinnelse, inkluderer slike som modifiserte lignitter, asfaltforbindelser, gilsonitt, organofile humater fremstilt ved å reagere huminsyre med amider eller polyalkylenpolyaminer, grafitter og koks, og andre ikke-toksiske tilsetningsstoffer mot filtreringstap. Vanligvis benyttes slike midler for kontroll av filtreringstap i en mengde som er fra minst 3 til omtrent 15 pund per fat. Midler for redusering av fluidtap bør være motstandsdyktig ovenfor forhøyede temperaturer, og inert eller biologisk nedbrytbar. ECOTROL RD, et middel for kontroll av filtreringstap som kan anvendes i borehullsfluidet, er kommersielt tilgjengelig fra M-I L.L.C., Houston, Texas.

Fluidene kan videre inneholde ytterligere kjemikalier avhengig av sluttbruken av den inerte emulsjonen. For eksempel kan fuktemidler, organofile leirer, viskositetsøkende/forbedrende midler, reologiske modifiseringsmidler, alkalinitetsmidler, skavengere, vektmidler og brodanningsmidler tilsettes til fluidsammensetningene for ytterligere funksjonelle egenskaper. Tilsetning av slike midler skulle være velkjent for en fagkyndig i teknikken med formulering av borefluider og -slam. Det skal imidlertid anføres at tilsetningen av slike midler ikke på uheldig måte bør forstyrre egenskapene assosiert med slammets evne til å solidifiseres, som beskrevet heri.

Fuktemidler som kan være egnet for anvendelse i denne oppfinnelsen inkluderer rå, tallolje, oksidert rå tallolje, surfaktanter, organiske fosfatestere, modifiserte imidazoliner og amidoaminer, alkyl-aromatiske sulfater og sulfonater, og lignede, og kombinasjoner eller derivater av disse.

Versawet og Versawet NS er eksempler på kommersielt tilgjengelig fuktemidler produsert og distribuert av M-I L.L.C., Houston, Texas som kan anvendes i denne oppfinnelsen.

Organofile leirer, typisk amin-behandlede leirer, kan være anvendbare som viskositetsforbedrende/økende midler i fluidsammensetningene. Andre viskositetsforbedrende midler, slik som oljeoppløselige polymerer, polyamidharpikser, polykarboksylsyrer og såper, kan også anvendes. Mengden av viskositetsforbedrende middel anvendt i sammensetningen kan variere avhengig av sluttbruken av sammensetningen.

Imidlertid er vanligvis omtrent 0,1 til 6 vekt-% et tilstrekkelig område for de fleste anvendelser. VG-69 og VG-PLUS er organo-leirematerialer distrubert av M-I L.L.C., og Versa-HRP er et polyamidharpiks material produsert og distribuert av M-I L.L.C, som kan anvendes i denne oppfinnelsen.

Vektmidler eller densitetsmaterialer som er egnet for anvendelse i denne oppfinnelsen inkluderer blyglans/-gallenitt, hematitt, magnetitt, jernoksider, illmenitt, baritt, sideritt, celestitt, dolomitt, kalsitt og lignende. Mengden av et slikt tilsatt material, hvis noe, avhenger av den ønskede densitet av sluttsammensetningen. Typisk tilsettes vektmaterialet for å resultere i en borefluid-densitet på opp til omtrent 2,88 kg/l (24 pund per gallon).

Vektmaterialet tilsettes foretrukket opp til 2,52 kg/l (21 pund per gallon), og mest foretrukket opp til 2,34 kg/l (19,5 pund per gallon).

Eksempler

Formuleringer/Skjær-testing

De følgende eksempler viser ulike borehullsfluider i samsvar med utførelsesformer i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Borehullsfluid-sammensetningene testet i samsvar med API "Shear Strength Measurement using the Shearometer Tube" inkluderende varierende mengder av NovaPlus, et syntetisk borefluid, VersaPac, et termisk aktiverbart hydrokarbongeldannelsesmiddel, M-I-X II, en cellulosefiber og Ecotrol, et middel for kontroll av filtreringstap, alle tilgjengelige fra M-I L.L.C., Houston, Texas. Hvert fluid ble anbrakt i en testcelle og deretter solidifisert ved å eksponere fluidene for temperatur på 82,22<o>C (180<o>F) over en 16-timers tidsperiode. Hvert solidifisert fluid ble, før fjerning fra testcellen, utsatt for en skjærtest ved anvendelse av et skjærmålerrør (shearometer tube) og et sett av vekter for å måle skjærkraften av hver slamsammensetning. Skjærrøret anbringes på overflaten av det solidifiserte slammet og vekter påføres for å tvinge røret inn i det solidifiserte fluidet. Den påførte vekten og målte rørpenetrasjon anvendes for å beregne skjærhastigheten av prøven.

Sammensetningene av Fluid 1-4 og skjærtestresultatene for hver sammensetning er vist i Tabell 1 nedenfor. Fluid 1 fremviser et stivnet fluid som er fast gjennom hele prøven. Det står fritt under sin egen vekt og føles tørr å berøre. Fluid 2 er ikke stivnet så fast som Fluid 1. Mens den står fritt under sin egen vekt, viser væskesiving seg når prøven manipuleres. Fluid 3 viser seg å være fastere enn og var lettere å fjerne fra testcellen enn både Fluid 1 og 2. Fluid 4 fremtrer enda fastere enn Fluider 1-3 og var noe lettere å fjerne fra testcellen enn Fluid 3, muligens på grunn av en fastere stivning. Fra Fluider 1-4 viser tilsetningen av det fibrøse material, M-I-X II, seg å doble skjærhastigheten av sammensetningen.

Tabell 1

Sammensetninger av Fluider 9-12 og skjærtestresultatene for hver sammensetning er vist i Tabell 2 nedenfor. Fluid 9 fremviser relativ enkel fjerning av prøven fra aldringscellen, med noe relativt mykt slam igjen på aldringscellen. Fluid 9 kan spres ut som mykt margarin og viser en rimelig jevn homogen prøve. Fluid 10 ligner på Fluid 9; imidlertid er utspredningen noe vanskeligere, og ligner på utspredning av gips. Fluid 11 er vanskeligere å fjerne fra aldringscellen eller Fluider 9-10 og 11. Slammet viser seg å være tørrere enn de andre og utviser rimelig hardhet gjennom hele prøven. Dette fluidet kan utspres som kitt. Fluid 12 ble fjernet fra aldringscellen som et hele, enklere enn Fluid 11. På lignende måte som Fluid 11, kan den utspres som kitt og fremviser en jevn stivning gjennom det hele. Videre viser en liten endring (+/- 5,71 g/l (2ppb)) av Ecotrol seg å gjøre en mindre forskjell enn en større endring (+/- 14,26 g/l (5ppb)) av VersaPac, med hensyn til redusering av mengden av tilsynelatende fri olje ved testing av prøvene med

filterpapir.

Tabell 2

Sammensetningene av Fluider 13-15 og skjærtestresultatene for hver sammensetning er vist i Tabell 3 nedenfor. Fluid 13 føles relativt vått å berøre, sammenlignet med Fluider 14 og 15. Den fremviser glatthet rundt kantene av prøven og holder på formen sin ved henstand i flere døgn. Fluid 14 fremviser mindre våthet enn Fluid 13 og viser seg å ha lik hardhet gjennom hele prøven. Prøvens fjerning av aldringscellen utviste strekksviktinnsnevring, med halvparten av materialet igjen i aldringscellen. Ved henstand eksponert i flere døgn, frakturerte Fluid 14. Fluid 15 viser seg å være relativt tørt, på lignende måte som en hard stivnet sjokolademousse, og er den mest luftig utseende når betraktet innenfra cellen. Fjerning fra aldringscellen etterlot prøven nesten hel.

Etter å ha blitt hensatt eksponert i flere døgn, fremtrådte Fluid 15 som sprøtt. Fra Fluider 13-15 viser det seg at en endring i mengden av Ecotrol forårsaker en endring i våtheten av prøven, på lignende måte som forårsaket av en endring i mengden av VersaPac, og påvirker hardheten og skjærfastheten av prøvene.

Tabell 3

Testing av gassmigrering

Det ble organisert en test for å sammenligne den gasstette natur av den solidifiserte pille i forhold til andre ubehandlede fluider slik som basisolje og konvensjonelt NovaPlus-slam. I separate tester ble hvert av fluidene anbrakt i et rør og deretter alder i 16 timer ved 82,22<o>C (180<o>F). Etter aldring ble en nitrogentrykkregulator forbundet med en ende av røret og en rørforlengelse ble forbundet med den andre enden og fylt med basisolje.

Nitrogen fikk strømme gjennom røret og gass/fluid-utstrømming ble overvåket ved den andre enden. I hvert tilfelle, når olje og NovaPlus-boreslam var i røret, passerte nitrogengass ved 0,03 MPa (5 psi) gjennom fluidet og kom ut uten å fortrenge noe av fluidet i røret. Gass ble lagt merke til ved å nedsenke utløpsrøret under vann og observere bobler. Når NovaPlus-fluidet ble solidifisert med den kjemiske behandlingen, ble det ikke lagt merke til noe bobling, men fluidet var fullstendig fortrengt fra røret siden trykket var økt til 0,10 MPa (15 psi), da det ikke var noe trykk. Ingen bevegelse inntraff ved 0,03 MPa (5 psi), heller ikke ved 0,07 MPa (10 psi).

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer fordelaktige et stivnbart borehusfluid som kan anvendes for å danne en gasstett ringromsbarriere og hindre oppbygning av ringromsforingstrykk. I enkelte utførelsesformer kan borefluidet anvendes som en forebyggende foranstaltning, som en barriere dannet samtidig med en sementbarriere. I andre utførelsesformer kan borehullsfluidet anvendes som en avhjelpende foranstaltning, anbrakt i borehullet ved svikt av en eksisterende sementbarriere. Borehullsfluidet kan også tillate anbringelse i ringromsområdet mellom formasjonen og foringsrøret som et fluid, med etterfølgende solidifisering initiert av temperaturen i den omgivende formasjon. Den solidifiserte massen av det behandlede borehusfluidet kan hindre migreringen av trykkfrembringende hydrokarbon inn i ringrommet som resulterer i oppbygning av ringromstrykk. I tillegg kan de solidifiserte fluidet hindre den etterfølgende segregering av væske og faststoffer for å opprettholde densitet i ringrommet.

Claims

PATENTKRAV

1. Fremgangsmåte for tetning av en underjordisk sone, k a r a k t e r i s e r t v e d a t den omfatter:

å fremstille et borehullsfluid som omfatter:

et oljeholdig fluid, hvori det oljeholdige fluid er den kontinuerlige fase av borehullsfluidet;

å anbringe borehullsfluidet i minst en del av et ringrom (34) mellom sideveggene (28) av et borehull (14) og utsiden av en foringsrørstreng (32) anbrakt i borehullet (14);

dannelse av en gasstett tetning, med borehullsfluidet omfattende det termisk aktiverte hydrokarbongeldannelsesmiddel, langs utsiden av foringsrørstrengen (32) og sideveggene (28) av formasjonen (20).

2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, som videre omfatter: å anbringe en sementslurry i minst en del av ringrommet (34); og la sementen solidifisere deri.

3. Fremgangsmåte som angitt i krav 2, hvor borehullsfluidet og sementslurryen pumpes inn i borehullet (14).

4. Fremgangsmåte som angitt i krav 2, hvori anbringelsen av borehullsfluidet i minst en del av ringrommet (34) foregår før anbringelsen av sementslurryen i ringrommet (34).

5. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori minst en del av ringrommet (34) mellom sideveggene (28) av borehullet (14) og utsiden av foringsrørstrengen (32) anbrakt i borehullet (14) okkuperes av en forhåndsstivnet sementbarriere.

6. Fremgangsmåte som angitt i hvilket som helst av kravene 1 til 3, hvori borehullsfluidet omfatter fra 42,79 til 99,85 g/l (fra 15 til 35 pund per fat) av det termisk aktiverte hydrokarbon-geldannelsesmiddel.

7. Fremgangsmåte som angitt i hvilket som helst av kravene 1 til 3, hvori borehullsfluidet videre omfatter:

fra 8,56 til 71,32 g/l (fra 3 til 25 pund per fat) av et fibrøst material.

8. Fremgangsmåte som angitt i hvilket som helst av kravene 1 til 3, hvori borehullsfluidet videre omfatter:

fra 2,85 til 28,53 g/l (fra 1 til 10 pund per fat) av et middel for kontroll av filtreringstap.