NO344584B1 - Oljebasert borefluid for anvendelse i tetting av sandformasjoner, og fremgangsmåte for å hemme fluidtap i en sandformasjon - Google Patents

Description

Teknisk område

Den foreliggende oppfinnelse vedrører oljebasert borefluid for anvendelse i tetting av sandformasjoner, og en fremgangsmåte for å hemme fluidtap av et oljebasert borefluid i en sandformasjon.

Bakgrunn for oppfinnelsen

Borefluider brukt ved boring av underjordiske olje- og gassbrønner, så vel som andre borefluidanvendelser og bore-prosedyrer, er kjent. Ved rotasjonsboring er det en rekke funksjoner og karakteristikker som er forventet av bore-fluider, også kjent som boreslam, eller ganske enkelt som "slam". Borefluidet ventes å føre borkaks fra undersiden av borkronen, transportere det opp gjennom ringrommet og gjøre det mulig å separere borefluidet på overflaten mens rota-sjonsborkronen samtidig blir avkjølt og renset. Et boreslam er også ment å redusere friksjon mellom borestrengen og sidene i hullet mens stabiliteten til uforede seksjoner i borehullet opprettholdes. Boreslammet er sammensatt for å hindre uønsket innsivning av formasjonsfluider fra permeable bergarter som penetreres, og ofte også for å danne en tynn filterkake med lav permeabilitet som midlertidig tetter porer, andre åpninger og formasjoner som penetreres av borkronen.

Borefluidet kan også brukes til å samle inn og tolke informasjon tilgjengelig fra borkaks, kjerner og elektriske logger. Man vil forstå at innenfor rammen av foreliggende oppfinnelse omfatter uttrykket "borefluid" også "innboringsfluider".

Borefluider blir typisk klassifisert i henhold til deres basismateriale. I vannbasert slam er faststoffpartikler suspendert i vann eller saltvann. Olje kan være emulgert i vannet eller saltvannet. Likevel er vannet den kontinuerlige fasen. Oljebaserte slam er det motsatte. Faststoffpartikler er suspendert i olje, og vann eller saltvann er emulgert i oljen, og derfor er oljen den kontinuerlige fasen. Oljebasert slam som er emulgeringer av vann i olje, blir også kalt inverte emulsjoner. Saltvannsbaserte borefluider er selvsagt et vannbasert slam der den vandige komponenten er saltvann.

På grunn av mange forskjellige begrensninger til inverterte emulsjonsfluider er det er vanlig at mange borefluid-tjeneste- og oljeproduksjonsselskaper har behov for optimalisering av høyytelses vannbaserte slamutforminger i forkant sine operasjoner Inverterte emulsjonsfluider sammensatt med tradisjonell diesel, mineral eller nyere syntetiske oljer er de borefluidene som har høyest ytelse med hensyn til skifer-sperring, borehullsstabilitet og smøreevne. Forskjellige begrensninger for disse fluidene, slik som miljømessige konsekvenser, økonomi, tendenser til tapt sirkulasjon, brønnsparkdeteksjon og geologisk evaluering opprettholder imidlertid et sterkt marked for vannbaserte fluider med høy ytelse. Økte miljøkrav og forpliktelser fortsetter å skape et industrielt behov for vannbaserte borefluider for å supplementere eller erstatte den ytelsen som fører til invertert emulsjonsslamytelse.

Et spesielt problem ved boring i skiferformasjoner med vannbaserte fluider, er poretrykkøkningen og svellingen fra inntrengning av fluidet i skiferen. Skiferstabilisatorer blir typisk tilsatt slammet for å hindre disse fenomenene og for å stabilisere skiferen fra å bli påvirket av slammet.

Redusert borefluidtrykkinvasjon inn i veggen i et borehull er en av de viktigste faktorene når det gjelder å holde borehullet stabilt. Det er innsett at tilstrekkelig borehullstrykk vil stabilisere skiferen for å opprettholde integriteten til borehullet. Når slam eller væske trenger inn i skiferen, stiger trykket i porene, og trykkdifferansen mellom slamsøylen og skiferen faller. Med fallet i differensialtrykk blir skiferen ikke lenger understøttet og kan lett brekke av og falle ned i brønnhullet. Inntrengningen av vann i skifermatriksen øker likeledes hydreringen eller vætingen av den delvis dehydrerte skifermassen og får den til å mykne og tape strukturell styrke. Kjemisk reaktivitet kan også føre til ustabilitet. Det er alltid behov for en bedre sammensetning og fremgangsmåte for å stabilisere skiferformasjonene.

GB2131067 beskriver oljebasert borefluid omfattende en polymerlateks. US4436636 beskriver et fluid for bruk i brønner som omfatter en væskeformig oljeholdig hydrokarbonfase.

WO93/03801 beskriver et borefluid omfattende en olje, et overflateaktivt middel, og et fuidtapsregulerende middel.

US4740319 beskriver oljebasert borefluid omfattende en polymerlateks. US4671883 beskriver oljebasert borefluid omfattende en fluidtapsregulerende polymertilsetning.

Det er et analogt behov for å tette og hindre fluidtapsstyring ved utvinning av hydrokarboner fra sandformasjoner, spesielt uttømte sandformasjoner. Uttømte sandformasjoner er produktive eller tidligere produktive, hydrokarbonsoner som er blitt produsert, blitt trykkredusert eller på annen måte uttømt for sitt innhold, noe som skaper et lavere formasjonstrykk enn trykket til det fluidet som kan være i bruk i brønnen. På grunn av denne trykkdifferansen er det viktig delvis eller fullstendig å tette sandformasjonen for å hindre eller minske fluidtap av slammet inn i sanden. Det er opplagt for de som velger eller bruker et borefluid til olje- og/eller gassutvinning at en hovedkomponent i et valgt fluid er riktig balansert for å oppnå alle de nødvendige karakteristikker for den spesielle sluttanvendelsen. Fordi borefluider blir benyttet til et antall oppgaver samtidig, er denne ønskede balansen vanskelig å oppnå.

Det vil være ønskelig hvis sammensetninger og fremgangsmåter kan bli funnet for å hjelpe til å forbedre bore-fluidenes evne til samtidig å utføre disse oppgavene.

Oppsummering av oppfinnelsen

Det er følgelig et formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe fremgangsmåter og sammensetninger for i det minste delvis å tette undergrunnssandformasjoner under utførelse av hydrokarbonutvinningsoperasjoner med oljebaserte oljeslam.

Det er et annet formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe oljebaserte borefluider som reduserer verdien av borefluidtrykkinvasjonen inn i borehullsveggen.

Nok et annet formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en sammensetning og en fremgangsmåte som øker trykkblokkeringen og påliteligheten til sandformasjonstetninger som kan oppnås med oljebaserte fluider.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører i et første aspekt et oljebasert borefluid for anvendelse i tetting av sandformasjoner omfattende:

a. et hydrokarbonbasefluid; og

b. et emulgeringsmiddel,

karakterisert ved at borefluidet også omfatter;

c. en polymerlateks som er i stand til å tilveiebringe en deformerbar lateksfilm på i det minste en del av en undergrunnsformasjon, hvor lateksen omfatter polymerpartikler i en vandig kontinuerlig fase, hvor polymerpartiklene i lateksen gjennomsnittlig er mellom 0,8 til mindre enn 10 mikrometer i størrelse, og hvor polymerpartiklene er valgt fra gruppen bestående av polyvinylacetat-kopolymer, polyvinylacetat-/vinylklorid/etylen-kopolymer, polyvinylacetat/etylen-kopolymer, polydimetylsiloksan og blandinger av disse.

Foretrukne utførelser er angitt i underkravene 2-5.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører i et andre aspekt en fremgangsmåte for å hindre fluidtap av et oljebasert borefluid i en sandformasjon, fremgangsmåten omfatter:

a. tilveiebringe et oljebasert borefluid omfattende:

i. et hydrokarbonbasefluid, og

ii. et emulgeringsmiddel,

karakterisert ved at borefluidet også omfatter;

iii. en polymerlateks som er i stand til å tilveiebringe en deformerbar lateksfilm på i det minste en del av en undergrunnsformasjon, lateksen omfatter polymerpartikler i en vandig kontinuerlig fase, hvor polymerpartiklene ved tilveiebringelse av det oljebaserte borefluidet er i en størrelsesfordeling hvor størstedelen av partiklene varierer fra 1 til mindre enn 100 mikrometer;

b. sirkulere det oljebaserte borefluidet i kontakt med en borehullsvegg. Foretrukne utførelser er angitt i underkravene 7-9.

Ved utførelse av disse og andre formål med oppfinnelsen, beskrives det, i en form, et oljebasert borefluid for bruk ved tetning av sandformasjoner som innbefatter en latekspolymer som er i stand til å tilveiebringe en deformerbar lateksfilm på i det minste en del av en undergrunnsformasjon. Lateksen innbefatter polymerpartikler i en vandig, kontinuerlig fase. Det oljebaserte borefluid innbefatter i tillegg et hydrokarbonbasis fluid og et emulgeringsmiddel.

Det beskrives også en fremgangsmåte for å hindre fluidtap av et oljebasert borefluid i en sandformasjon, hvor fremgangsmåten innebærer å tilveiebringe et oljebasert borefluid. Det oljebaserte borefluidet innbefatter en latekspolymer som er i stand til å tilveiebringe en deformerbar lateksfilm på i det minste en del av en undergrunnsformasjon. Lateksen innbefatter i sin tur polymerpartikler i en vandig kontinuerlig fase. Det oljebaserte borefluidet innbefatter også en hydrokarbon basisfluid og et emulgeringsmiddel. Fremgangsmåten omfatter i tillegg å sirkulere det oljebaserte borefluidet i kontakt med en borehullsvegg.

Kort beskrivelse av tegningene

Fig. 1 viser et diagram over formasjonstrykk som en funksjon av tid for en trykkinvasjonstest ved bruk av forskjellige mellomliggende testsammensetninger;

fig. 2 er et diagram over den overflatevætende effekten på GENCAL 7463 partikkelstørrelse i 20 % NaCl/1 lb/bbl NEWDRILL PLUS/1 lb/bbl XAN-PLEX D/0,5 lb/bbl natriumglukonat/3 lb/bbl NaAlO2/5 vekt% GENCAL 7463;

fig. 3 er et diagram over innvirkningen av polymerharpikser (3 lb/bbl) på GENCAL 7463 partikkelstørrelsesfordeling etter 16 timer, 150 ºF varmeomrøring i 20 % NaCl/0,75 lb/bbl XAN-PLEX D/0,5 lb/bbl natrium-D-glukonat/0,4 lb/bbl NEW DRILL PLUS/2 lb/bbl BIO-PAQ/3 lb/bbl NaAlO2/3 % GENCAL 7463/1 lb/bbl EXP-152;

fig. 4 er en grafisk sammenligning av virkningene på slamegenskaper for EXP-154 sammenlignet med ALPLEX i 12 lb/gal slam; idet basisslammet var 20 % NaCl/0,5 lb/bbl XAN-PLEX D/2 lb/bbl BIO-LOSE/1 lb/bbl NEW-DRILL PLUS/3 % EXP-155/150 lb/bbl MIL-BAR/27 lb/bbl Rev Dust;

fig. 5 er et diagram av PPT-testresultater for ALPLEX, EXP-154/EXP-155 og ISO-TEQ-fluider;

fig. 6 er et diagram som viser virkningen av sirkulasjon på EXP-154/EXP-155-slamytelse;

fig. 7 er et diagram som viser virkningen av lateks på slamegenskaper i 9,6 lb/gal 20 % NaCl-fluid etter 16 timer, 121 ºC (250 ºF) varmeomrøring; idet basisfluidet var 20 % NaCl/1 lb/bbl XAN-PLEX D/0,4 lb/bbl NEW-DRILL PLUS/2 lb/bbl BIO-PAQ/5 lb/bbl EXP-154/10 lb/bbl MIL-CARB/27 lb/bbl Rev Dust;

fig. 8 er et diagram som viser virkningen av lateks på slamegenskaper i 12 lb/gal etter varmeomrøring i 16 timer ved 121 ºC; basisfluidet var 20 % NaCl/0,75 lb/bbl XAN-PLEX D/0,4 lb/bbl NEW-DRILL PLUS/3 lb/bbl BIO-PAQ/5 lb/bbl EXP-154/150 lb/bbl MIL-CARB/27 lb/bbl Rev Dust; og

fig. 9 er et diagram over 96 timer Mysidopsis bahia områdefinner-resultater for forsøksprodukter i 12 lb/gal fluider hvor basisfluidet er 20 % NaCl/0,5 lb/bbl XAN-PLEX D/0,4-1 lb/bbl NEW-DRILL PLUS/2 lb/bbl MIL-PAC LV (eller BIO-PAC)/150 lb/bbl MIL-BAR;

fig. 10 er et diagram over polymerpartikkelstørrelsesfordeling for MAX-SEAL i et polyolefinhydrokarbonbasisfluid;

fig. 11 er et diagram over virkningen av MAX-SEAL på PPA-testresultater ved 121 ºC for 14 lb/gal SYN-TEQ-slam på skiver med forskjellig permeabilitet hvor slamprøven er blitt omrørt ved 121 ºC i 16 timer; og

fig. 12 er et diagram over virkningen av MAX-SEAL på PPA-fluidtap ved 121 ºC på 0,4 Darcy skive for 14 ppg SYN-TEQ-slam, hvor slamprøvene er blitt omrørt ved 121 ºC i 16 timer.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen

Det er blitt oppdaget at en latekspolymer tilsatt et vannbasert borefluid kan redusere den hastighet som borefluidtrykket invaderer borehullsveggen i en undergrunnsformasjon under boring. Latekspolymeren er fortrinnsvis i stand til å tilveiebringe en deformerbar lateksfilm eller tetning på i det minste en del av en undergrunnsformasjon. Innenfor sammenhengen av denne oppfinnelsen er uttrykkene "film" eller "tetning" ikke ment å bety et fullstendig ugjennomtrengelig lag.

Tetningen anses å være halvpermeabel, men likevel i det minste delvis blokkerende for fluidtransmisjon tilstrekkelig til å resultere i en stor forbedring av osmotisk effektivitet. I en spesiell, ikke-begrensende utførelsesform blir en submikron-latekspolymer tilsatt et høyt saltvannsbasert slam som inneholder et valgfritt, men foretrukket kombinerende/utfellende middel, slik som et aluminiumskompleks, noe som i betydelig grad reduserer hastigheten av slamtrykkinntrengning i skiferformasjoner. Trykkblokkeringen, påliteligheten, størrelsen og porestørrelsen som kan blokkeres, blir alle økt ved hjelp av latekstilsetningen. Hindring av borefluidtrykkinvasjon inn i veggen i et borehull er en av de viktigste faktorene når det gjelder å opprettholde borehullets stabilitet.

Det er i tillegg blitt oppdaget at latekspolymersystemene kan inkorporeres i oljebaserte borefluider. Det har imidlertid vist seg at i disse fluidene kan latekspolymertetningene dannes uten behov for et utfellingsmiddel, et overflateaktivt middel eller salt i vannfasen. Lateksen hvor vann eller andre vandige komponenter generelt er den kontinuerlige fasen, er i sin tur suspendert i hydrokarbonbasisfluid med minst en mengde emulgeringsmiddel som er tilstrekkelig til å suspendere latekspolymeren. I et ikke-begrensende utførelseseksempel av oppfinnelsen kan latekspolymeren ganske enkelt blandes med hydrokarbonbasisfluidet uten behov for å tilsette noe mer emulgeringsmiddel enn hva som normalt er til stede i slike fluider.

Komponentene til de vannbaserte borefluidene ifølge oppfinnelsen er latekspolymeren og vann, som utgjør hovedmassen av fluidet. Et antall andre vanlige borefluidadditiver kan selvsagt anvendes både for å bidra til å balansere egenskapene og å utføre oppgavene til fluidet.

Latekspolymeren er fortrinnsvis en karboksylatert styren/butadienkopolymer ifølge et ikke-begrensende eksempel. En spesiell, ikke-begrensende karboksylatert styren/butadien-kopolymer er GENCAL 7463 tilgjengelig fra Omnova Solution Inc. Andre egnede latekspolymerer innbefatter, men er ikke begrenset til, polymetylmetakrylat, polyetylen, polyvinylacetat-kopolymer, polyvinylacetat/vinylklorid/etylen-kopolymer, polyvinylacetat/etylen-kopolymer, naturlig lateks, polyisopren, polydimetylsiloksan og blandinger av disse. En noe mindre foretrukket latekspolymer er polyvinylacetat-kopolymerlateks, mer spesielt en etylenvinylkloridvinylacetat-kopolymer. Selv om polyvinylacetat-kopolymerlatekser vil virke, virker de generelt ikke så godt som karboksylerte styren/butadienkopolymerer. Den gjennomsnittlige partikkelstørrelsen til latekspolymeren er mindre enn 1 mikron eller submikron i en ikke-begrensende utførelsesform av oppfinnelsen, og i en annen ikke-begrensende utførelsesform har den en diameter på omkring 0,2 mikron eller 0,2 mikron eller mindre. Andre polymerer i den dispergerte fasen kan vise seg å virke. Det antas at mer enn en type polymerlateks kan brukes samtidig. Andelen av polymerlateksen i boreslammet, basert på den totale mengde med fluid, kan ligge i området fra omkring 0,1 til omkring 10 volum%, fortrinnsvis fra omkring 1 til omkring 8 volum%, og helst fra omkring 2 til omkring 5 volum%. Disse områdene gjelder også for utførelsesformen med oljebaserte borefluider.

Det valgfrie saltet kan være et hvilket som helst vanlig salt som brukes i saltvannsbaserte (vandige) borefluider, innbefattende, men ikke nødvendigvis begrenset til, kalsiumklorid, natriumklorid, kaliumklorid, magnesiumklorid, kalsiumbromid, natriumbromid, kaliumbromid, kalsiumnitrat, natriumformat, kaliumformat, cesiumformat og blandinger av disse. Med et "høyt saltinnhold" er ment minst 20 vekt%, og mettede saltvannsløsninger blir foretrukket i en ikkebegrensende utførelsesform. Man vil forstå at det er umulig å forutsi på forhånd hva saltinnholdet i en spesiell mettet saltvannsløsning vil være siden metningspunktet er avhengig av et antall faktorer som innbefatter, men ikke er begrenset til, typene og andelene av de forskjellige komponentene i det vannbaserte fluidet. Saltet er valgfritt fordi oppfinnelsen vil virke uten dette, dvs. ved bruk av ferskvann.

En annen valgfri komponent er utfellingsmiddelet. Egnede utfellingsmidler innbefatter, men er ikke begrenset til, silikater, aluminiumkomplekser og blandinger av disse. Egnede aluminiumkomplekser innbefatter, men er ikke begrenset til natriumaluminat, NaAl2O2, noen ganger skrevet Na2OAl2O3, aluminiumhydroksid, aluminiumsulfat, aluminiumacetat, aluminiumnitrat, kaliumaluminat og lignende, og blandinger av disse (spesielt ved pH >9 for at disse forbindelsene skal være løselige i vann). Andelen av utfellingsmiddel i boreslammet, basert på den totale mengden med fluid, kan være i området fra omkring 0,25 til omkring 20 lb/bbl, fortrinnsvis fra omkring 1 til omkring 10 lb/bbl og helst fra omkring 2 til omkring 7 lb/bbl. Uten å være begrenset til en spesiell teori, antas utfellingsmiddelet å binde seg kjemisk til overflaten til leiren i borehullet og tilveiebringe en meget aktiv polar overflate.

En annen valgfri komponent i sammensetningen ifølge oppfinnelsen er et overflateaktivt middel. Hvis det overflateaktive middelet er til stede, væter den overflateaktivt behandlede lateksen overflaten sterkt og akkumulerer for å danne en film eller et belegg som tetter sprekker og defekter i skiferen. Egnede vætende overflateaktive midler innbefatter, men er ikke begrenset til betainer, alkalimetallalkylenacetater, sultainer, eterkarboksylater og blandinger av disse. Det er blitt bestemt at overflateaktive midler er spesielt gunstig når salter er til stede i borefluidet, og er ikke så foretrukket i ferskvannsfluidsystemer.

Andelen av disse komponentene basert på det totale vannbaserte borefluidet er fra omkring 0,1 til 10 volum% med polymerlateks, minst 1 vekt% salt (hvis slikt er til stede), fra omkring 0,25 til 20 lb/bbl utfellingsmiddel (hvis slikt er til stede), fra omkring 0,005 til omkring 2 volum% overflateaktivt middel (om det er til stede), idet resten er vann. I en mer foretrukket utførelsesform er andelene i området fra omkring 1 til 8 volum% polymerlateks, minst 1 vekt% salt (om slikt er til stede), fra omkring 1 til 10 lb/bbl utfellingsmiddel (om slikt er til stede), fra omkring 0,01 til omkring 1,75 volum% med vætende overflateaktivt middel (om slikt er til stede), idet resten er vann.

Det er ønskelig at natriumaluminatet eller andre utfellingsmidler er i en metastabil form i slammet, noe som betyr at det er i suspensjon eller løsning, men felles ut på borehullsveggen. Aluminiumforbindelser har typisk blitt tilsatt slammet på stedet. Hvis det er tilsatt slamforbindelsene tidligere, har de en tendens til å være ustabile og utfelles for tidlig.

Siden utviklingen av poretrykktransmisjons-testen (PPT-testen) har virkningene av forskjellige kjemiske additiver på poretrykktransmisjonshastigheten blitt evaluert. Testing har hovedsakelig blitt fokusert på ytelsen til salter, glykoler og utfellingsmidler slik som silikater og aluminiumskomplekser. Forbedringer i PPT-testutstyr og fremgangsmåter har fulgt den generelle interessen og leting etter stadig mer effektive, vannbaserte slamsystemer som nærmer seg PPT-testytelsen til inverterte emulgeringsfluider. Selv om andre forskere har funnet at silikatfluider er spesielt effektive for redusert poretrykk transmisjons-hastigheter, har silikatfluider ikke blitt brukt mye på grunn av begrensninger ved disse fluidene. Selv om lavere poretrykk transmisjons-hastigheter er blitt demonstrert for salter, glykoler og aluminiumskompleksmidler, er disse produktene fremdeles ikke i nærheten av ytelsen til inverterte emulgeringsfluider.

En kombinasjon av en ny sammensetningsløsning så vel som modifikasjon av PPT-testprosedyren ble brukt for å demonstrere effektiviteten til en alternativ løsning når det gjaldt å forbedre ytelsen til vannbaserte slamsystemer. Vannløselige polymerer ble valgt for å tilveiebringe kilder for små, deformerbare partikler for å tilveiebringe en tetnings- og blokkerings-effekt på skiferen. Den første av disse polymerene ble testet på PPT-testen i fluid med andre produkter.

I en annen utførelsesform av oppfinnelsen er polymerlateksen suspendert i et hydrokarbonbasisfluid, også kjent som et oljebasert fluid. Hydrokarbonfasen kan være et hvilket som helst egnet hydrokarbon som brukes i borefluidanvendelser innbefattende, men ikke nødvendigvis begrenset til, diesel, syntetiske hydrokarboner slik som isomeriserte polyolefiner og lignende. Hydrokarbonbasisfluider brukt som boreslam inneholder typisk emulgeringsmidler som er nødvendige for å oppnå de mange funksjonene til fluidet. Disse emulgeringsmidlene er alle egnet for å suspendere lateksen i hydrokarbonbasisfluidet. Selve lateksen er suspendert som "partikler" i hydrokarbonbasisfluid-fasen. Størrelsen av disse partiklene er typisk større enn størrelsen av polymerpartiklene i lateksen og kan være i området opp til 100 mikron i en ikke-begrensende utførelsesform av oppfinnelsen, og fra omkring 10 til omkring 100 eller mindre enn 100 mikron i en alternativ utførelsesform. I et annet ikke-begrensende utførelseseksempel kan selve polymerpartiklene være i området fra omkring 1 til 100 mikron i en ikke-begrensende utførelsesform, og kan være i området mellom omkring 0,3 og 10 mikron eller mindre, og i et annet ikke-begrensende utførelseseksempel kan de være i området fra omkring 0,8 til mindre enn 10 mikron, hvor, i en annen ikke-begrensende utførelsesform, partiklene har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse mellom omkring 1 og 10 mikron, og helst fra omkring 1 til omkring 7 mikron.

Oppfinnelsen vil bli nærmere illustrert med hensyn til de følgende eksempler, som bare er ment å belyse oppfinnelsen ytterligere, og ikke å begrense den på noen måte.

Eksempel 1

Mellomliggende fluidpreparering

Det følgende eksempelet er den første prepareringen av de mellomliggende forbindelsene ifølge oppfinnelsen. Med mindre annet er nevnt, er lateksen i eksempelet 728 Latex, en polyvinylacetat-lateks.

Blandingen ble varmeomrørt. Etter 6 dager var pH-verdien 11,51. Bunnen av karet var omtrent 75 % dekket med 1/32" fine partikler. Følgende komponenter ble så tilsatt, igjen angitt i gramandeler for henholdsvis et enkeltfat og 7 fat:

Fluidet med lateksen og NEWDRILL+ hadde en lysbrun farge. LD8 ble tilsatt for å regulere skumdannelse. Den resulterende blandingen ble varmeomrørt i 4 timer ved 150 ºF. Den endelige pH-verdien var 10,75.

Eksempel 2

Bestemmelse av skifertrykkinntrengning Poretrykktransmisjons-anordningen (PPT-anordningen) er basert på en 1500 psi Hassler-celle utformet for kjerneplugger med diameter 2,5 cm og med en lengde fra 2,5 cm til 7,5 cm. En Hassler-celle er en sylinder med et stempel innsatt i hver ende. Kjernen blir holdt mellom de to stemplene. En gummihylse er plassert omkring kjernen og stemplene for å tette omkring kjernen og hindre strømning rundt kjernen. Utsiden av hylsen er trykksatt for å danne en god tetning. Disse testene benytter en kjerne med diameter 25 mm og lengde 25 mm.

Lavtrykkssiden til kjernen (formasjonssiden) er utstyrt med en 1 liter, 2000 psi, akkumulator av rustfritt stål for å tilveiebringe tilbaketrykk. Høytrykkssiden til kjernen er forbundet med to lignende akkumulatorer, en for porefluid og en for testfluidet. Trykket i hver akkumulator blir regulert med en manuell regulator matet av en 2200 psi nitrogenflaske.

Alle trykk blir overvåket med Heise-transdusere. Transdusertrykkene blir automatisk datamaskinlogget med forutbestemte intervaller.

Cellen er omsluttet i et isolert kammer og temperaturen opprettholdes med et varmeelement på 200 watt. Varmeanordningen blir regulert med en Dwyertemperaturregulator som driver en SCR-styreenhet med en styringskonseptfasevinkel. Temperaturreguleringen er nøyaktig inntil /- 0,05 ºC.

Et trykk blir levert til en ende av kjernen, og strømmen gjennom kjernen blir målt. Stempelet på lavtrykkssiden blir fylt med væske, og blokkert, slik at en økning i væsketrykk blir målt istedenfor strømning. En meget liten mengde væskestrømning gjennom kjernen vil frembring en stor endring i trykket, noe som gjør cellen følsom nok til å måle strømning gjennom skifer. Skifer har meget lav permeabilitet slik at strømningen av fluid gjennom den er meget liten. Trykk blir plottet som funksjon av tid. Resultater blir uttrykt som formasjonstrykk (FP). Hvis formasjonstrykket øker over tid, er det trykkinntrengning; hvis formasjonstrykket avtar over tid, så er det ikke tilfelle, og sistnevnte er det som er ønsket.

Fluidet i eksempel 1 ble brukt. Tre 50 % forskyvninger av 50 cm<3>hver ble utført under og like etter oppvarming av testcellen. En kjøring ble startet ved 100 % forskyvning og temperaturen var vanskelig å regulere, så det ble bestemt at start ved 50 % var bedre.

Temperatur = 155 ºF

Borehullssidetrykk = 250 psi

Begrensningstrykk = 370 psi

Til slutt ble 50 cm<3>fluid forskjøvet opp til 50 % med en temperaturvariasjon på 2 ºF. Trykket steg til 52,7 psi. Formasjonsvarme ble slått av og temperaturen var 147 ºF. Forskyvning trakk formasjonstrykket ned til 36 psi, steg så til 80,2 over de neste to døgn. Den innledende formasjonstrykkminskningen demonstrerte at sammensetningen ifølge oppfinnelsen hindret trykkinntregning.

Eksempel 3

Mellomliggende fluidpreparering, andeler i gram med mindre annet er nevnt

Natriumaluminatet og AIRFLEX 728 latex ble blandet sammen og tillatt å stå over helgen. Blandingen ble så varmeomrørt ved 150 ºF i to timer. Saltet og polymerene ble så tilsatt. Sekvensen med tilsetting til natriumaluminat/lateksblandingen var: PHPA (partielt hydroksylert polyakrylamid; NEWDRILL PLUS), fulgt av blanding; så ble halvparten av saltet fulgt av MILPAC LV, fulgt av den andre halvparten av saltet. Blandingen ble varmeomrørt over natten.

Eksempel 4

Bestemmelse av skifertrykkinntrengning Borehullssidetrykk = 250 psi

Grensetrykk = 370 psi

*Grensetrykket ble hevet til 410 psi og borehullstrykket ble hevet til 300 psi ved dette punktet.

Eksempel 5 og 6, Sammenlignende eksempler A-F To andre sammensetninger ifølge oppfinnelsen (eksemplene 5 og 6) og seks sammenlignende eksempler (A-F) ble preparert og testet. Resultatene er vist på fig.1. Som antydet ga eksemplene 5 og 6 ifølge oppfinnelsen de ønskede resultatene ved å minske formasjonstrykket over tid. De sammenlignende eksemplene ga uønsket økning av formasjonstrykk over tid. Sammensetningsidentitetene er gitt på selve fig.1. Betegnelse "CORE: P2 PARALLEL" refererer til kjernen som er Pierre-skifer i parallell orientering.

Disse resultatene verifiserer nødvendigheten av å ha alle tre komponentene: saltet, lateksen og natriumaluminatet (eksemplene 5 og 6). Bruk av lateks alene (sammenligningseksempel A), bruk av bare salt (sammenligningseksempel B), bruk av lateksen sammen med bare salt (sammenligningseksempel C), bruk av natriumaluminat og bare saltet (sammenligningseksempel D), bruk av natriumaluminat og bare salt (sammenligningseksempel E), og bruk av natriumaluminat med bare salt (sammenligningseksempel F) ble alle funnet å være ineffektive, eller i det minste ikke så effektive som sammensetningen ifølge oppfinnelsen.

Ytterligere forsøk indikerer at noen lateksprodukter oppviser en synergistisk effekt med aluminiumskomplekser som resulterer i forbedrede poretrykktransmisjonskarakteristikker. Stabile borefluidsystemer er blitt sammensatt med lateks som forblir dispergert og fleksibel i meget saltholdige fluider. Borefluider ifølge oppfinnelsen gir poretrykktransmisjonsytelse nærmere oljebaserte fluider enn hva som oppvises av nåværende aluminiumsbaserte borefluider. To egenskaper ved dette systemet antas å være hovedbidragsyterne til skiferstabilisering. De ultrafine, deformerbare latekspartiklene (med en foretrukket diameter på omkring 0,2 mikron) tetter for det første mekanisk skifermikrosprekker og hindrer fysisk ytterligere inntrengning av borefluider i følsomme skifersoner. Latekssamutfelling med utfellingsmidler, om slike er til stede, slik som aluminiumskomplekser, produserer for det annet en semipermeabel membran på skiferoverflater som kjemisk forbedrer den osmotiske effekten mellom fluidet og borehullet.

Tre forsøksadditiver ble oppdaget for fluidene ifølge oppfinnelsen: EXP-153, EXP-154 og EXP-155. EXP-153 er en sulfonert polymerharpiks som brukes til å regulere HTHP-fluidtap i dette systemet. EXP-154 blir ansett som et alternativ til aluminiumskompleksproduktet ALPLEX. Sammenlignet med ALPLEX oppviser EXP-154 meget bedre kompabilitet med lateksfluider. EXP-155 er et modifisert lateksprodukt. Sammenlignet med andre kommersielt tilgjengelige latekser oppviser EXP-155 mindre følsomhet for elektrolytter og flokkulerer ikke i 20 % natriumklorid-fluider ved temperaturer opp til 149 ºC. På grunn av det brede temperaturområdet mellom glassovergangstemperaturen (Tg) og smeltepunktet (Tm), forblir videre partiklene i EXP-155 deformerbare og i stand til å plugge mikrosprekker i skifer ved de fleste påføringstemperaturer. Giftigheten til alle disse produktene oppfyller kravene til utslipp i Mexicogulfen.

Sammensetninger og fluidegenskaper

Alle fluider ble blandet i henhold til etablerte Baker Hughes INTEQ-blandeprosedyrer. De innledende og avsluttende Bingham Plastic-reologiske egenskapene til plastisk viskositet, glidepunkt, 10 sekunds geler og 10 minutts geler ble målt ved hjelp av Fann 35 viskometer ved 49 ºC. Den innledende og avsluttende pH-verdi og API-filtrat ble registrert. HTHP-fluidtap ved 121 ºC ble målt etter statisk og dynamisk eldring i 16 timer ved 121 ºC.

Lateksstabilitet

Stabiliteten til lateksprøven ble først evaluert i 20 % og 26 % NaCl-løsninger ved hjelp av følgende prosedyre:

1. Tilsett 332 ml 20 % (eller 26 %) NaCl-vannløsning i et blandebeger og start blanding.

2. Tilsett langsomt 18 ml testet lateksprøve i løsningen og juster Prince Castlemikseren til 4000 rpm med Variac og takkometer.

3. Etter omrøring i 5 minutter, tilsett langsomt 3 gram NaAlO2i ovennevnte løsning og bland i totalt 20 minutter. Under blandingsperioden kan det være nødvendig å tilsette omkring 5 dråper deskummingsmiddel (LD-8) hvis skum blir observert.

4. Sett dette fluidet i en krukke og la den aldre statisk i 16 timer ved 66 ºC. 5. Fjern krukken fra ovnen og avkjøl til romtemperatur. Observer fluidet med hensyn på flokkulasjon og separasjon.

6. Hvis det ikke er noen separasjon eller flokkulasjon, sil fluidet med en sikt på 100 mesh (0,150 mm). Observer sikten med hensyn på mengde med tilbakeholdt latekspartikler.

Ytterligere evaluering ble bare utført for de prøvene som hadde passert den ovennevnte silingstesten. En Malvern Mastersizer Particle Size Analyzer ble brukt til å måle fordelingen av partikkelstørrelser for lateks i sammensatte fluider. Den lille prøvedispergeringsenheten og den standard brytningsindeksen 50HD (partikkel R.I. = 1,5295, 0,1000 og dispergeringsmiddel R.I. = 1,3300) ble brukt i alle partikkelstørrelsesfordelingstestene. 20 % NaCl-vannløsning med pH justert til 11,5.

Skifersperringstest

Skifersperringskarakteristikkene ble bestemt ved hjelp av skiferdispergeringstester som innbefattet statisk skivetest og poretrykktester (PPT). I PPT-testen ble en bevart Pierre II skiferkjerne, med diameter 2,54 cm og lengde 2,29 cm plassert mellom to stempler, som beskrevet tidligere i eksempel 2. Omkretsen til skiferen og stemplene er forseglet med en gummihylse. Pluggen er orientert med lagdelingsplanene i den parallelle eller høypermeabilitetsretningen. Borefluid ved 300 psi blir fordrevet ved hjelp av oppstrømsstempelet (borehullssiden) og sjøvann ved 50 psi blir fordrevet ved hjelp av nedstrømsstempelet (formasjonssiden). Sjøvannet i nedstrømsstempelet blir beholdt ved hjelp av en ventil. Et slamfiltrat kommer inn i borehullsenden av pluggen, og formasjonsvannet i skiferen blir fordrevet inn i formasjonsstempelet.

Lateksstabilitet

Som nevnt ovenfor indikerte innledende forsøk at noen lateksprodukter (emulsjonspolymerer) produserte synergetiske effekter med et aluminiumskompleks, noe som resulterte i forbedret poretrykkstransmisjonskarakteristikker for fluidene. Dette resultatet avdekket en ny løsning på utformingen av meget tettende, vannbaserte fluider. Lateks er imidlertid generelt ansett å være et metastabilt system. Den store overflaten til partiklene er termodynamisk ustabil og enhver forstyrrelse som påvirker de balanserende kreftene som stabiliser polymerdispersjonen, resulterer i en endring i kinetikken til partikkelagglomerasjonen. De fleste kommersielle latekser som er utformet for produksjon av syntetisk gummi eller anvendelse som maling/belegg, er følsomme for øket elektrolyttisk konsentrasjon og temperatur.

Som vist i tabell I, er blant 16 lateksprøver testet i 26 % og 20 % NaClløsninger, ingen av dem stabile i 26 % NaCl og bare AIRFLEX 728 og GENCAL 7463 er forholdsvis stabile i 20 % NaCl. For vellykket anvendelse av lateks i borefluider er det klart at lateksstabilitet i miljøer med høyt saltinnhold og høye temperaturer må forbedres. En vanlig teknikk som brukes til å øke lateksstabilitet i elektrolyttløsninger er tilsetningen av visse overflateaktive midler. Fig.2 sammenligner effekten av EXP-152 på partikkelstørrelsesfordelinger av AIRFLEX 728 med GENCAL 7463. Disse resultatene indikerer at en blanding av GENCAL 7463 og EXP-152 kan være et stabilt produkt for borefluidanvendelser.

Tabell I

Stabilitetstest for lateksprodukter i NaCl-løsning

Aluminiumskompleks

Selv om en synergistisk effekt for ALPLEX med lateks for stabilisering av skifer ble bekreftet av PPT-testresultatene, er dette systemet skjørt og meget følsomt for økende saltkonsentrasjon og temperatur. Det ble funnet av 20 % NaClløsning, 3 % AIRFLEX 728 eller 3 % GENCAL 7463 ble flokkulert i noen få minutter ved tilsetning av 4 lb/bbl ALPLEX. Prehydrering av ALPLEX i ferskvann eller tilsetning av noe overflateaktivt middel (f.eks. EXP-152) forbedret stabiliteten til dette systemet ved lave temperaturer, men latekspartikkelstørrelsen ble fremdeles stort sett påvirket av ALPLEX. Disse partiklene, som er større enn 100 mikron i fluidet som inneholder ALPLEX, kan delvis være et resultat av uløselig lignitt (en komponent i ALPLEX). En lignende effekt ble også observert med GENCAL 7463. Dårlig løselighet og langsom oppløsningshastighet av lignitt i de høye saltkonsentrasjonene er sannsynligvis hovedfaktoren som bidrar til å minske lateksstabiliteten.

For å finne en polymerharpiks som var kompatibel med et latekssystem ble ytterligere tester utført. Fig.3 viser virkningene av forskjellige polymerharpikser på partikkelstørrelsesfordelingene for EXP-165. Blant de testede prøvene oppviste EXP-153 den beste kompabiliteten med dette latekssystemet.

Et nytt aluminiumskompleksprodukt, EXP-154 (en blanding av 45 % NaAlO2, 45 % EXP-153 og 10 % natrium D-glukonat) ble oppfunnet for latekssystemet. Fig.4 sammenligner virkningene på slamegenskapene for EXP-154 med ALPLEX i 12 lb/gal 20 % NaCl/NEW-DRILL/EXP-155-fluider. Det eksperimentelle aluminiumskomplekset oppviser forbedret kompabilitet med lateks og biopolymerer. I tillegg viser det seg at EXP-154 regulerer filtrering, både API og HTHP, bedre enn ALPLEX.

Testing av poretrykktransmisjon

Effekten er av borehullsstabilitet fra det eksperimentelle latekssystemet ble evaluert med poretrykktransmisjons-tester (PPT-tester) som beskrevet tidligere. En bevart Pierre II skiferplugg, med diameter 2,54 cm og lengde 2,29 cm blir plassert mellom to stempler som beskrevet foran i eksempel 2. Omkretsen til skiferen og stemplene er forseglet med en gummihylse. Pluggen er orientert med lagdelingsplanene i den parallelle eller høypermeabilitetsretningen. Borefluid ved 300 psi blir fordrevet gjennom oppstrømsstempelet (borehullssiden) og sjøvann ved 50 psi blir fordrevet gjennom nedstrømsstempelet (formasjonssiden). Sjøvannet i nedstrømsstempelet blir beholdt ved hjelp av en ventil. Når slamfiltrat kommer inn i borehullsenden av pluggen, blir formasjonsvann i skiferen fordrevet inn i formasjonsstempelet. Dette ytterligere vannet komprimerer vannet inne i stempelet og får trykket til å stige. Trykkøkningen i formasjonsstempelvannet blir målt som formasjonstrykk-stigning (FP-stigning).

EXP-154/EXP-155-fluidet oppviser de beste PPT-resultatene til dato som vist på fig.5. Toppkurven er en standard salt/polymer. Den neste under er ALPLEX, den neste kurven er en EXP-154/AIRFLEX 728-sammensetning, under den er EXP-154/EXP-155-sammensetningen og til slutt ved bunnen, er et 80/20 ISOTEQ-fluid, 25 % CaCl2, 6 ppb CARBO-GEL, og 10 ppb OMNI-MUL. Uten nødvendigvis å være begrenset til en forklaring, antas den overlegne ytelsen til EXP-154/EXP-155-fluidet å skyldes, i det minste delvis, dets lille partikkelstørrelse. Som diskutert tidligere ble GENCAL 7463 mer effektiv dispergert ved hjelp av EXP-152, som resulterte i en meget større prosentandel av partikler mindre enn 1 mikron.

En synergistisk effekt mellom lateks og aluminiumskompleks er også blitt observert i disse testene. Slike resultater kan relateres til samutfellingsoppførselen til EXP-155 og EXP-154. Det ble funnet av EXP-154 blir uløselig ved pH-verdi <10. Ved denne tilstanden utfelles ikke EXP-155 alene. Når imidlertid EXP-154 finnes i dette systemet, vil EXP-155 bli utfelt sammen med EXP-154. På grunn av dennes samutfellingsegenskaper består avsatte partikler på skiferoverflaten av lipofile og hydrofile komponenter. Dette flerfasesystemet er i stand til å skape en halvpermeabel membran, noe som resulterer i en sterk forbedring av osmotisk effektivitet. En annen karakteristikk ved EXP-155 er at dens ultrafine partikler er elastomerlignende over et bredt område av temperaturer. Utsatt for differensielt, hydraulisk trykk skjæres eller brytes ikke disse ultrafine partiklene, men deformeres og trenger inn i tynne sprekker for å danne en ugjennomtrengelig tetning. Ved temperaturer mellom Tg (glassovergangstemperaturen) og Tm (smeltepunktet), vil de fleste polymerer oppvise gummilignende elastisitet.

Glassovergangstemperaturen for EXP-155 er 52 ºF. Fra forholdet mellom Tg og Tm plottet av Boyer, 1963, reprodusert i Billmeyer, Textbook of Polymer Science, annen utgave, Wiley-Interscience, New York, 1971, p.230, kan vi estimere at Tm for EXP-155 er omkring 300 ºF (422K). Dette temperaturområdet dekker de fleste anvendelser for borefluider.

Sirkulasjon av fluidet viste seg å være et viktig element ved den latekspluggende mekanismen. Dette ble undersøkt i tester med EXP-155. Når sammensetningen var bare 1,5 volum% latekspartikler (EXP-155 er 50 % aktivt), var ikke nok lateks tilgjengelig i slammet til å produsere plugging under statiske tilstander. Med sirkulasjon akkumulerte imidlertid lateksen på overflaten og dannet en tettende film. Standard prosedyre er å sirkulere slammet omkring 7 timer fulgt av statisk eksponering over natten. Fire eller fem timer uten sirkulasjon gikk før testen ble startet om morgenen. Denne statiske perioden eliminerer trykkdrift på grunn av temperatureffekter ved å tillate temperaturvariasjon fra sirkulasjon til likevekt.

Da testen startet, falt formasjonstrykket fra 50 psi til 0, noe som økte differensialtrykket fra 250 til 300 psi, som vist på fig.6. Etter omkring 30 timer begynte pluggen å lekke, og formasjonstrykket steg. Ytterligere sirkulasjon forseglet imidlertid lekkasjen på en 1 time, og trykket falt igjen til null. I tidligere tester ble sirkulasjonen stoppet etter 1 time, og pluggen begynte å lekke igjen etter ytterligere 30 timer. I denne testen ble sirkulasjon startet på nytt etter at trykket steg til 60 psi i løpet av 70 timer (fig.6). Sirkulasjonen ble imidlertid opprettholdt i 5 timer istedenfor 1 som før. Med et par timers fortsatt sirkulasjon etter at den største trykkforskjellen var etablert, var tetningen mer stabil. Trykket steg bare noen få psi i løpet av 45 timer.

Fotomikrografer av pluggflaten viste lateksoppsamling langs mikrosprekker i skiferen. Ettersom volumet og hastigheten på filtreringsstrømning inn i disse sprekkene er meget liten, kan filtrering alene ikke være grunnen til lateksakkumuleringen ved sprekkmunningen. Inne i disse sprekkene er leireoverflatearealet for filtratvolumforholdet meget stort, noe som resulterer sterk EXP-154-utfelling. Grunnen kan skyldes samutfellingsoppførselen til EXP-154 og EXP-155 som diskutert tidligere, uten å være begrenset til noen spesiell forklaring.

Utfellingen av aluminiumskompleks ved pH <19 forbedrer tilsynelatende lateksakkumulering ved sprekkmunningen. Når tilstrekkelig lateks er avsatt for å tette sprekkåpningen, er sprekken tettet og differensialtrykket blir etablert over lateksen. Differensialtrykket konsoliderer lateksavsetningen til en solid tetning. Økning av differensialtrykket får tydeligvis denne tetningen til å deformere seg over tid (omkring 30 timer i tilfelle med resultatene på fig.6) og/eller vokser ytterligere sprekker i skiferen, og skiferen begynner å lekke, selv om oppfinnerne ikke nødvendigvis ønsker å være begrenset av denne forklaringen. Ytterligere sirkulasjon tettet imidlertid hurtig sprekkene og gjenopprettet forseglingen.

Sirkulering etter at det fullstendige differensialtrykket ble nådd, dannet en stabil tetning med bare en liten trykkøkning.

Virkning av lateks på slamegenskaper

De foregående resultatene og diskusjonene handler om lateksstabilitet i borefluider og dens synergi med aluminiumskompleks når det gjelder å forbedre slammets manglende evne til å danne utfellinger. Forbedrede ytelsesparametere oppnådd ved hjelp av lateksprodukter ble dessuten også anerkjent. To lateksprøver, Lateks A (8:1 blandet AIRFLEX 728 og EXP-152) og EXP-155 (8:1 blandet GENCAL 7463 og EXP-152) ble evaluert i 9,8 lb/gal 20 % NaCl og 12 lb/gal 20 % NaCl-fluider. Virkningene av å tilsette 3 volum% av disse lateksproduktene, er illustrert på figurene 7 og 8. Uten synlig effekt på fluidreologien, minsket HTHP-fluidtapet ved 121 ºC så meget som 45 % og 52 % i 9,6 lb/gal slam og 35 % og 40 % i 12 lb/gal slam med henholdsvis Lateks A og EXP-155. Igjen viser EXP-155 bedre resultater enn AIRFLEX 728. Ytterligere tester med EXP-155 er listet opp i tabell II.

Tabell II

Typiske ytelsesparametere for 12 lb/gal 20 % NaCl/EXP-155-fluider

Giftighetstest

De 96 timers områdefinner bioprøveresultatene for AIRFLEX 728, GENCAL 7463, EXP-152, EXP-154 og EXP-155 i 12 lb/gal 20 % NaCl/NEW-DRILL-fluider er presentert på fig.9. Alle produkter oppfyller kravet for fluiddeponering i Mexicogulfen (30.000 ppm) og blir mindre giftige etter faststofforurensning.

Bruk av polymerlatekser i oljebaserte fluider

I en annen ikke-begrensende utførelsesform av oppfinnelsen er det blitt oppdaget at polymerlatekser innenfor rammen av foreliggende oppfinnelse, slik som MAX-SEAL, kan brukes som et tetningsmiddel i oljebaserte fluider ved boring av uttømte sandformasjoner hvor slamtap kan inntreffe. Denne utførelsesformen av oppfinnelsen kan også brukes til i det minste delvis å tette undergrunnssandformasjoner under andre hydrokarbonutvinningsoperasjoner.

Fig. 10 viser partikkelstørrelsesfordelingen for MAX-SEAL i ISO-TEQ-syntetisk polyolefinborefluid. MAX-SEAL er dispergerbar i olje. De fleste partiklene i MAX-SEAL er i området fra 0,5 til 10 mikron. Partiklene over 10 mikron kan komme fra vannet i MAX-SEAL.

Kompabiliteten til MAX-SEAL med oljebaserte slam er blitt testet i 14 lb/gal (1700 kg/m<3>) SYN-TEQ-slam. Tabell III gir slamsammensetningene med og uten MAX-SEAL. Etter aldring ved 121 ºC i 16 timer, var slamprøven med 3 % MAX-SEAL homogen. Tetningsegenskapen til MAX-SEAL er blitt evaluert med et partikkelpluggingsapparat (PPA) testet ved 121 ºC og en trykkdifferanse på 7000 kPa ved å bruke henholdsvis 0,4, 2 og 20 Darcy sementskiver, og resultatene er vist på fig.11.

Tetningsevnen til MAX-SEAL øker med minskning i permeabilitet. MAX-SEAL kan brukes med best effektivitet ved boring av lavpermeable, uttømte sandformasjoner. På grunn av denne deformerbare egenskapen kan MAX-SEAL tette meget små porer og redusere fluidtapet av oljebasert slam i lavpermeable, uttømte sandformasjoner hvor andre materialer ved tapt sirkulasjon (LCM) ikke virker effektivt. Som vist på fig.12 nådde uten MAX-SEAL fluidtapshastigheten gjennom en 0,4 Darcy skive en konstant verdi etter 2 timer. Fluidtapshastigheten av slammet med 3 % MAX-SEAL avtok derimot kontinuerlig med tiden og nådde til slutt null.

Tabell III

Formuleringer og egenskaper ved 14 lb/gal (1700 kg/m<3>)

SYN-TEQ med og uten MAX-SEAL

Ordliste

4025-70 Amfoterisk polymer med lav molekylvekt solgt av Amoco, vist seg å være ineffektiv (også forkortet til 4025).

AIRFLEX 728 En polyvinylacetatlateks (mer spesielt en etylenvinylkloridvinylacetat-kopolymer)-dispersjon solgt av Air Products.

AIRFLEX 426 Vinylacetat/etylenkopolymer tilgjengelig fra Air Products. AIRFLEX 7200 Vinylacetat/etylenkopolymer tilgjengelig fra Air Products. ALPLEX<®>Spesiallaget aluminiumskompleksprodukt tilgjengelig fra Baker Hughes INTEQ.

AqS Forkortelse for AQUACOL-S, en glykol tilgjengelig fra Baker Hughes INTEQ.

BIO-LOSE Derivatisert stivelse tilgjengelig fra Baker Hughes INTEQ. BIOPAQ Derivatisert stivelsesfluidtap-additiv tilgjengelig fra Baker Hughes INTEQ.

CARBO-GEL En aminbehandlet leire markedsført av Baker Hughes INTEQ.

CARBO-MUL Invert emulgeringsmiddel markedsført av Baker Hughes INTEQ.

CARBOTEC S Emulgeringsmiddel markedsført av Baker Hughes INTEQ.

ELVACE 40722-00 Vinylacetat/etylen-kopolymerlateks tilgjengelig fra Reichhold.

EXP-152 Overflateaktivt oleamidpropylbetain-middel.

EXP-153 Sulfonert polymerharpiks (eller sulfonert huminsyre med harpiks) tilgjengelig fra Baker Hughes INTEQ.

EXP-154 En blanding av 45 % NaAlO2, 45 % EXP-153 og 10 % natrium-D-glukonat.

EXP-155 En 8:1-volumblanding av GENCAL 7463 og EXP-152. FLOWZAN Biopolymer tilgjengelig fra Drilling Specialities.

FT-1 A SULFATROL, 90 % vannløselig, sulfanert asfaltdispersjon solgt av Baker Hughes INTEQ.

GENCAL 7463 Karboksylert styren/butadien tilgjengelig fra Omnova Solution Inc.

GENCAL 7470 Karboksylert styren/butadien tilgjengelig fra Omnova Solution Inc.

GENFLO 576 Tilgjengelig fra Omnova Solution Inc.

ISOTEQ<TM>Syntetisk, bionedbrytbart, ikke-toksisk, isomerisert polyolefinbasert borefluid tilgjengelig fra Baker Hughes INTEQ.

LD6 Kommersiell skumdemper tilgjengelig fra Baker Hughes INTEQ.

LIGCO Lignitt solgt av Baker Hughes INTEQ.

MAX-SEAL<TM>En vandig suspensjon av tetningspolymerer tilgjengelig fra INTEQ Drilling Fluids of Baker Hughes Incorporated. MIL-BAR Barittvektmiddel tilgjengelig fra Baker Hughes INTEQ. MIL-CARB Kalsiumkarbonatbasert vektmiddel tilgjengelig fra Baker Hughes INTEQ.

MILPAC LV Polyamincellulose med lav viskositet tilgjengelig fra Baker Hughes INTEQ (noen ganger forkortet til PacLV).

NEWDRILL PLUS Delvis hydrolysert polyakrylamid tilgjengelig fra Baker Hughes INTEQ.

OMNI-MUL<TM>Et ikke-ionisk emulgeringsmiddel og vætemiddel tilgjengelig fra Baker Hughes INTEQ.

ROVENE 4823L Styren/butadien-kopolymer tilgjengelig fra Mallard Creek. ROVENE 6140 Karboksylert styren/butadien tilgjengelig fra Mallard Creek.

ROVENE 9410 Karboksylert styren/butadien tilgjengelig fra Mallard Creek.

SA Forkortelse for natriumaluminat.

SYN-TEC<SM>Borefluidsystemer tilgjengelige fra Baker Hughes INTEQ innbefattende ISO-TEQ-polyolefinbaserte borefluider sammen med andre spesialiserte fluidadditiver.

SYNTHEMUL 97982 Karboksylert akrylkopolymer tilgjengelig fra Reichhold. SYNTHEMUL CPS Karboksylert akrylkopolymer tilgjengelig fra Reichhold. 401

TYCHEM 68710 Karboksylert styren/butadien-kopolymer tilgjengelig fra Reichhold.

TYLAC 68219 Karboksylert styren/butadien-kopolymer tilgjengelig fra

Reichhold.

TYLAC CPS 812 Karboksylert styren/butadien-kopolymer tilgjenglig fra Reichhold.

VINAC XX-211 Vinylacetat/etylen-kopolymer tilgjengelig fra Air Products. XAN-PLEX D Biopolymer tilgjengelig fra Baker Hughes INTEQ.

Claims (9)

PATENTKRAV

1. Oljebasert borefluid for anvendelse i tetting av sandformasjoner omfattende:

a. et hydrokarbonbasefluid; og

b. et emulgeringsmiddel,

karakterisert ved at borefluidet også omfatter;

c. en polymerlateks som er i stand til å tilveiebringe en deformerbar lateksfilm på i det minste en del av en undergrunnsformasjon, hvor lateksen omfatter polymerpartikler i en vandig kontinuerlig fase, hvor polymerpartiklene i lateksen gjennomsnittlig er mellom 0,8 til mindre enn 10 mikrometer i størrelse, og hvor polymerpartiklene er valgt fra gruppen bestående av polyvinylacetat-kopolymer, polyvinylacetat-/vinylklorid/etylen-kopolymer, polyvinylacetat/etylen-kopolymer, polydimetylsiloksan og blandinger av disse.

2. Oljebasert borefluid ifølge krav 1 eller 2, hvor latekspartiklene er i en størrelsesdistribusjon hvor majoriteten av partiklene spenner i størrelse fra mer enn 10 til mindre enn 100 mikrometer.

3. Oljebasert borefluid ifølge ethvert av de foregående kravene, hvor polymerlateksen er i stand til å tilveiebringe en deformerbar latekstetning på i det minste en del av en underjordisk sandformasjon.

4. Oljebasert borefluid ifølge ethvert av de foregående kravene, der polymerlateksen er tilstede i borefluidet i en mengde fra 0,1 til 10 volum% basert på den totale mengden oljebasert borefluid.

5. Oljebasert borefluid ifølge ethvert av de foregående krav, der emulgeringsmidlet er tilstede i en mengde som er effektiv for å holde lateksen suspendert i det oljebaserte borefluidet.

6. Fremgangsmåte for å hemme fluidtap av et oljebasert borefluid i en sandformasjon, fremgangsmåten omfatter:

a. tilveiebringe et oljebasert borefluid omfattende:

i. et hydrokarbonbasefluid, og

ii. et emulgeringsmiddel,

karakterisert ved at borefluidet også omfatter;

iii. en polymerlateks som er i stand til å tilveiebringe en deformerbar lateksfilm på i det minste en del av en undergrunnsformasjon, lateksen omfatter polymerpartikler i en vandig kontinuerlig fase, hvor polymerpartiklene ved tilveiebringelse av det oljebaserte borefluidet er i en størrelsesfordeling hvor størstedelen av partiklene varierer fra 1 til mindre enn 100 mikrometer;

b. sirkulere det oljebaserte borefluidet i kontakt med en borehullsvegg.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor polymerpartiklene i lateksen ved tilveiebringelse av det oljebaserte borefluidet i gjennomsnitt er fra 1 til 10 mikrometer.

8. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 6 eller 7, hvor polymerlateksen ved tilveiebringelse av det oljebaserte borefluidet er i stand til å tilveiebringe en deformerbar latekstetning på i det minste en del av den underjordiske sandformasjonen og polymerpartiklene er valgt fra gruppen bestående av polymetylmetakrylat, polyetylen, karboksylert styren/butadien-kopolymer, polyvinylacetat-kopolymer, polyvinylacetat/vinylklorid/etylen-kopolymer, polyvinylacetat/etylen-kopolymer, naturlig lateks, polyisopren, polydimetylsiloksan og blandinger av disse.

9. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 6, 7 eller 8, hvor polymerlateksen ved tilveiebringelse av det oljebaserte borefluidet er tilstede i borefluidet i en mengde fra 0,1 til 10 vol.% basert på den totale mengden oljebasert borefluid.