NO752012L

NO752012L -

Info

Publication number: NO752012L
Application number: NO752012A
Authority: NO
Inventors: W J Weiss
Original assignee: Texaco Development Corp
Priority date: 1974-08-19
Filing date: 1975-06-06
Publication date: 1976-02-20
Also published as: DK368975A; DE2524991A1; NL7507124A

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en ny vandig borevæske for anvendelse i skifer og en fremgangsmåte for å stabilisere skiferformasjoner i undergrunnen ved å bringe slik The present invention relates to a new aqueous drilling fluid for use in shale and a method for stabilizing shale formations in the subsoil by bringing such

. skifer i kontakt med den vandige væske.. shale in contact with the aqueous fluid.

Borevæske, eller boreslam som de av og til kalles, er flytende oppslemminger som vanligvis inneholder leiraktige faste stoffer og de anvendes for å bore brenner i undergrunnen og slike brenner bores med den hensikt å utnytte underjordiske reserver av petrolium, gass eller andre verdifulle flyte-materialer. Borevæsken har en rekke viktige funksjoner og den viktigste er å fjerne utboret materiale fra brønnen, forsegle gjennomtrengelige informasjoner av gass, olje eller vann som kan påtreffes på forskjellige nivåer etter som brønnen bores dypere inn i formasjonen i undergrunnen, og smøre borehode og borestengen som bører borehode og å holde utboret materiale i suspensjon i det tilfelle boringen og pumpingen av borvæsken avsluttes. Drilling fluid, or drilling mud as they are sometimes called, are liquid slurries that usually contain clay-like solids and they are used to drill burners in the underground and such burners are drilled with the intention of exploiting underground reserves of petroleum, gas or other valuable floating materials . The drilling fluid has a number of important functions and the most important is to remove drilled material from the well, seal permeable information of gas, oil or water that can be encountered at different levels as the well is drilled deeper into the formation in the subsurface, and lubricate the drill head and the drill rod that drills drill head and to keep drilled material in suspension in the event that drilling and pumping of the drilling fluid is terminated.

En ideel borevæske er en tiksotropvæske dvs. en væske hvis tilsynelatende viskositet reduseres etter som graden av omrøring eller skjærgraden økes ( soiirf orårsakés "åv r ' pumping eller på annen måte sirkulerer væsken gjennom borestrengen); men når en omrøring eller skjærpåvirkning eller sir-kulering opphører, danner i væsken en gel eller danner en struktur som vil fastholde det utborede materiale og annet stoff som finnes i den for å forhindre den fra å falle tilbake til bunnen av hullet. Hastigheten for geldannelsen må være slik at det vil være mulig bare for det utborede materiale og falle en ganske kort strekning før strukturen er tilstrekkelig sterk til å holde det oppe. Det er viktig å opprettholde gelgraden og hastigheten for geldannelsen innenfor trange grenser, siden en alt for sterk geldannelse vil virke- gunstig for gjen-opptagelse av boreoperasjonene og en utilstrekkelig geldannelse vil gjøre det mulig for det utborede materiale å falle tilbake til bunnen av hullet noe som kan resultere i . An ideal drilling fluid is a thixotropic fluid, i.e. a fluid whose apparent viscosity decreases as the degree of agitation or the degree of shear is increased (soiirf orårsakés "åv r ' pumping or in some other way the fluid circulates through the drill string); but when an agitation or shear influence or circulation ceases, forms in the fluid a gel or forms a structure that will retain the drilled material and other matter contained therein to prevent it from falling back to the bottom of the hole The rate of gelation must be such that it will be possible only for the excavated material and fall a fairly short distance before the structure is strong enough to hold it up. It is important to maintain the degree of gelation and the rate of gelation within narrow limits, since excessively strong gelation will be favorable to the resumption of the drilling operations and insufficient gelation will enable the drilled material to fall back to the bottom of the hole somewhat so m can result in .

at borestrengen setter seg fast.that the drill string gets stuck.

Men når brønnen bores gjennom formasjoner med høye permeabilitet, tilsettes det vanligvis materialer til borevæsken for å øke tendensen til dannelse av en slamkake. med lav permeabilitet på borehulsveggen mot den porøse formasjon når den flytende filtratfase filtrerer inn i den porøse formasjon. Permeabiliteten i slamkaken reduseres etter som filter-kakens tykkelse øker, og det er vanligvis mulig å få i stand en effektiv forsegling avpermeable formasjoner hvis massene kollodialt materiale tilføres borevæsken. However, when the well is drilled through formations with high permeability, materials are usually added to the drilling fluid to increase the tendency to form a mud cake. with low permeability on the borehole wall towards the porous formation when the liquid filtrate phase filters into the porous formation. The permeability of the mud cake decreases as the thickness of the filter cake increases, and it is usually possible to achieve an effective seal of permeable formations if masses of colloidal material are added to the drilling fluid.

I enkelte områder hvor slike brønner bores, støter man på formasjoner hvor skiferen svulmer eller blir gjørmete. Når man borer brønner inn i slike formasjoner med vanlige vannbaserte borevæsker, støter man vanligvis på betydelige problemer. In some areas where such wells are drilled, formations are encountered where the shale swells or becomes muddy. When drilling wells into such formations with conventional water-based drilling fluids, significant problems are usually encountered.

To hoved problemer eksisterer når man borer brønner gjennon ustabile skifer formasjoner. Det første problemet oppstår som- et resultat av en nedbrytning av skiferen ved kontakt noe som fører til manglende stabilitet i borehullet når boreslammet angriper den skifer som finnes i borehulsveggen. Skiferpartikler kan bli fullstendig dispergert i borevæsken og øker viskositeten og gelstyrken i borevæsken til alt for høye verdier som et resultat av fint dispergert, kollodialt, leire-materiale. Utboret materiale som er fjernet fra et bore-hull fjernes vanligvis ved å føre borvæsken som er ført tilbake til overflaten gjennom filteret eller andre mekaniske skylleinnretninger. Disse innretninger er ikke i stand til. Two main problems exist when drilling wells in unstable shale formations. The first problem arises as a result of a breakdown of the shale upon contact, which leads to a lack of stability in the borehole when the drilling mud attacks the shale found in the borehole wall. Shale particles can be completely dispersed in the drilling fluid and increase the viscosity and gel strength of the drilling fluid to excessively high values as a result of finely dispersed, colloidal, clay material. Excavated material removed from a borehole is usually removed by returning the drilling fluid to the surface through the filter or other mechanical flushing devices. These facilities are not capable of

å fjerne fin suspenderte, faste stoffer som er dispergert i. borevæsken og som et resutlat av dette øker viskositeten på materiale meget raskt. Denne viskositeten kan kontrolleres bare ved tiltak av store mengder vann til borevæsken noe som resulterer i at alle andre kjemikalier som er til stede blir fortynnet og dette kan være ganske kostbart. Dette problemet er spesielt alvorlig hvis man anvender borevæsker med høy vekt idet ytterligere materialer for å øke vekten må tilsettes borevæsken etter fortynningen for å opprettholde tettheten på et to remove finely suspended, solid substances that are dispersed in the drilling fluid and as a residue of this, the viscosity of the material increases very quickly. This viscosity can only be controlled by adding large amounts of water to the drilling fluid, which results in all other chemicals present being diluted and this can be quite expensive. This problem is particularly serious if high-weight drilling fluids are used, as additional materials to increase the weight must be added to the drilling fluid after dilution to maintain the density of a

punkt hvor man har en tilstrekkelig kontroll over trykk som man kan støte på i formasjonene under boringen. point where you have sufficient control over pressure that can be encountered in the formations during drilling.

Et annet problem som er spesielt vanskelig støter man på når man borer gjennom myke, klebrige skifere som av og til omtales som "gumbo" skifere. Når gumbo skifere gjennomtrenges i løpet av boreoperasjonen, vil skiferpartikler i det rørformede rom mellom borekravene ofte igjen løpe sammen og feste seg i det rørformede rom. Dette kan fylle det rør-formede rom så fullstendig at man får en føyeeffekt.i brønnen når man forsøker å trekke borestrengen fra borehullet. Borestrengen kan også bli hengende fast og man også møte andre boreproblemer. Hvis dette problemet som er knyttet til gumbo skifere skal unngås ved å innføre et materiale i borevæsken som stabiliserer skiferen, og dette, materiale virker meget fort idet den tilgjengelige kontakttid for en reaksjon mellom det utborede materiale fra gumbo skiferen og de kjemikalier som skal stabilisere skiferen er meget kort. Another problem that is particularly difficult is encountered when drilling through soft, sticky shales that are sometimes referred to as "gumbo" shales. When gumbo shale is penetrated during the drilling operation, shale particles in the tubular space between the drill collars will often again run together and stick in the tubular space. This can fill the tubular space so completely that you get a joining effect in the well when you try to pull the drill string from the borehole. The drill string can also become stuck and other drilling problems can also be encountered. If this problem associated with gumbo shale is to be avoided by introducing a material into the drilling fluid that stabilizes the shale, and this material works very quickly as the available contact time for a reaction between the drilled material from the gumbo shale and the chemicals that will stabilize the shale is very short.

Forskjellige fremgangsmåter har vært beskrevet tidligere for å kontrollere skifer problemet. U.S patent 2.896. 915 og 2.802.783 er det beskrevet en .vandig borevæske med utmerkete skiferstabiliserende egeneskaper, væsken er hovedsakelig mettet med kalsiumhydorksyd og inneholder ytterlgiere andre kalsiumsalter hvis oppløselighet er større enn opp-løseligheten av kalsiumhydroksyd som f.eks. kalsiumklorid, og som i tillegg har sin surhetsgrad tilpasset spesielle verdier for å tilveiebringe en optimal skiferstabiliserende effekt. Various methods have been described previously to control the shale problem. U.S. Patent 2,896. 915 and 2,802,783, an aqueous drilling fluid with excellent shale-stabilizing properties is described, the fluid is mainly saturated with calcium hydroxide and additionally contains other calcium salts whose solubility is greater than the solubility of calcium hydroxide, such as e.g. calcium chloride, and which also has its acidity adapted to special values to provide an optimal slate stabilizing effect.

Selv om mange andre skiferstabiliserende borevæsker er beskrevet tidligere, er ingen fullstendig tilfredsstillende på enhver måte og der eksisterer derfor et betydelig behov for ytterligere væsker som raskt og effektivt kan stabilisere skifere og særlig den brysomme gumbo skifer som støter på i området rundt Gulfen. Although many other shale-stabilizing drilling fluids have been described previously, none are completely satisfactory in every way and there is therefore a significant need for additional fluids that can quickly and effectively stabilize shale and especially the troublesome gumbo shale encountered in the area around the Gulf.

I den foreliggende oppfinnelse er det beskrevet en vandig borevæske som inneholder en hydroksialkylcellulo-se så som hydroksihylcellulo-se oppløst i enten friskt vann, saltlake eller salt vann deriblandt sjøvann, eller vann som i tillegg inneholder flervalent dioner så som kalsium eller mangnesium deriblandt en væske som er mettet med hensyn på kalsiumhydroksyd og som kan inneholde ytterligere vannløselige kalsiumsalter. Por å være effektiv til dette formål, må hydroksyal- kylcellulosen ha en slik molekylstørrelse og slike for-netningsegenskaper at det nu'kommer frem vektprosent opp-løsning i destilert vann vil gi en viss viskositet på mer enn 10 centipoise ved 600 rpm som målt i en Fann Model 35 VG Meter<R>beskrevet i API Reccommended Practice Standard Procedure fodr Testing Drilling Fluids. In the present invention, an aqueous drilling fluid is described which contains a hydroxyalkylcellulose such as hydroxyylcellulose dissolved in either fresh water, brine or salt water including seawater, or water which additionally contains multivalent ions such as calcium or magnesium including a liquid which is saturated with respect to calcium hydroxide and which may contain additional water-soluble calcium salts. In order to be effective for this purpose, the hydroxyalkyl cellulose must have such a molecular size and such cross-linking properties that a weight percent solution in distilled water will give a certain viscosity of more than 10 centipoise at 600 rpm as measured in a Fann Model 35 VG Meter<R>described in the API Recommended Practice Standard Procedure for Testing Drilling Fluids.

De nye vandige væsker ifølge oppfinnelsen inneholder hydroksyalkylcellulos.e med høy molekylvekt. Cellulosen er '.et -meget vanlig organisk materiale. Cellulosen er en polymer glykose som skiller seg fra stivelse bare ved det at glykosid-båndet er beta mens det er alfa i stivelsen. Cellulose kan betraktes som bestående av et sort antall av følgende enheter: The new aqueous liquids according to the invention contain high molecular weight hydroxyalkyl cellulose. Cellulose is a very common organic material. Cellulose is a polymer of glucose that differs from starch only in that the glycosidic bond is beta while it is alpha in starch. Cellulose can be considered as consisting of a large number of the following units:

Cellulose kan omdannes til hydroksyalkylcellulos.e. ved å blande cellulose med en natriumhydroksyd og deretter omsette med alkylenoksyd så som etylenoksyd. Hver av de ovennevnte to hydroglykose enheter inneholder tre hydroksyl som kan omsettes. Enten 1,2 eller 3 av disse.reaktive hydroksyl grupper kan omsettes medetylenoksyd. Dette omtales vanligvis som graden av substitusjon og den kan ved gjennomsnitt være fra 1 til 3- Det er også mulig å knytte en eller flere etylenoksyd grupper til hver eller en hvilken som helst av hydroksyl stillingene. Nedenfor ser man en idealisert struktur av en enhet av hydroksyetylcellulose hvor tre reaktive hydroksyl grupper er blitt omsatt med etylenoksyd og hvor. et enkelt etylenoksyd molekyl er blitt knyttet til den lavere hydroksyl gruppen og to etylenoksyd grupper er blitt.knyttet til de øvrige grupper . Cellulose can be converted to hydroxyalkyl cellulose.e. by mixing cellulose with a sodium hydroxide and then reacting with alkylene oxide such as ethylene oxide. Each of the above two hydroglycose units contains three hydroxyls that can be converted. Either 1, 2 or 3 of these reactive hydroxyl groups can be converted to ethylene oxide. This is usually referred to as the degree of substitution and it can on average be from 1 to 3- It is also possible to attach one or more ethylene oxide groups to each or any of the hydroxyl positions. Below you can see an idealized structure of a unit of hydroxyethyl cellulose where three reactive hydroxyl groups have been reacted with ethylene oxide and where. a single ethylene oxide molecule has been linked to the lower hydroxyl group and two ethylene oxide groups have been linked to the other groups.

i in

Man kan forstå av det ovenstående, .at den omtalte mulige kombinasjoner av etylenoksyd med de reaktive Lydroksyl grupper celluloce enheten er mulige. I tillegg kan antall cellulose enheter som er knyttet til hverandre variere meget sterkt. Siden den totale molekylvekt av macromolekylet av hvilket som helst hydroksyalkylcellulose bli påvirket av antallet alkylen oksyl grupper som er knyttet til dette, og siden de fysiske egenskaper vil være bestemt av begge disse parametre og likeledes av stillingen av tilknytningen av alkylen oksyl gruppene, er lett å forstå at identifikasjonen av en ønsket type for et spesielt formål hvilke kan gjøres utelukkende ved hjelp av molekylvekt. Det er påvist at molekylvekten av materialet ikke er en pålitelig parameter for å identifisere det materiale.som vil være virksomt ved fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen. One can understand from the above that the mentioned possible combinations of ethylene oxide with the reactive Lydroxyl groups in the cellulose unit are possible. In addition, the number of cellulose units that are linked to each other can vary greatly. Since the total molecular weight of the macromolecule of any hydroxyalkyl cellulose will be affected by the number of alkylene oxyl groups attached to it, and since the physical properties will be determined by both these parameters and likewise by the position of attachment of the alkylene oxyl groups, it is easy to understand that the identification of a desired type for a particular purpose which can be done exclusively by means of molecular weight. It has been demonstrated that the molecular weight of the material is not a reliable parameter for identifying the material which will be effective in methods according to the invention.

Det er oppdaget at en foretrukket -og enkel, metodeIt has been discovered that a preferred, and simple, method

for å identifisere de reaktive arter for anvendelse i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, er å fremstille en vandig oppløsning av materiale i destilert vann og. å måle viskositeten to identify the reactive species for use in the method according to the invention, is to prepare an aqueous solution of material in distilled water and. to measure the viscosity

t t

av den resulterende oppløsning. Det er bestemt eksperi-mentelt at hydroksyalkylcellulose vil virke tilfredsstillende som et skifer stabiliserende middel hvis en 0, 5% vektprosent oppløsning'av materiale i destilert vann vil gi en tilsynelatende viskositet på mer enn 10 centipoise ved 600 rpm som bestemt under anvendelse av en Fann Model 35 of the resulting solution. It has been determined experimentally that hydroxyalkyl cellulose will act satisfactorily as a shale stabilizing agent if a 0.5% weight percent solution of material in distilled water will give an apparent viscosity of greater than 10 centipoise at 600 rpm as determined using a Fann Model 35

VG Meter R som er i overenstemmelse med API Recommended Practice Standard Procedure for Testing Drilling Fluids, API Rp 13B First Edition, November 1962. VG Meter R which conforms to API Recommended Practice Standard Procedure for Testing Drilling Fluids, API Rp 13B First Edition, November 1962.

Den mengde materiale som er nyttig i fremgangs-The amount of material that is useful in progress

måten ifølge oppfinnelsen i høy grad er bestemt av viktig produkt som velges. Det vil si at de materialer som har en viskositet som er meget høyere enn 10 centipoise bare kan anvendes i relativt små konsenstrasjoner. Dette medfører imidlertid ikke alvorlige begrensninger på bruken av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, men virker snarere som en spesifikasjon for den foretrukne fremgangsmåte for å identifisere de foretrukne materialer og det virksomme.konsentra-s j onsområde.. the method according to the invention is largely determined by the important product that is chosen. This means that the materials which have a viscosity much higher than 10 centipoise can only be used in relatively small concentrations. However, this does not entail serious limitations on the use of the method according to the invention, but rather acts as a specification for the preferred method for identifying the preferred materials and the effective concentration range.

Anvendelsen av enkelte typer an hydroksialkylcellu-'lose i borevæsker er kjent, særlig beskrevet i U.S. 2.570. The use of certain types of hydroxyalkyl cellulose in drilling fluids is known, particularly described in U.S. Pat. 2,570.

9^7, Himel et al., av 9.oktober 1951. De typer av hydroksialkylcelluloce materialer som er virksomme i Himels '9^7 patent er de som vil føre til en reduksjon i tilføringsgraden i borvæsken som de er tilsatt og som ikke på en negativ måte vil øke viskositeten og gel styrken i borevæsken. I motsetning til dette vil de hydroksietylcellulose typer som er virksomme ifølge den foreliggende oppfinnelse øker viskositeten og gel styrken i borevæsken og vil vanligvis øke istedet for redusere filtreringsskaden i den borevæske som de tilsettes. I overenstemmelse med dette er de materialer som er virksomme i fremgangsmåten i U.S. patent 2.570.9^7 ikke virksomme for de skifer stabiliserende formål i borevæsken og fremgangsmåten for anvendelsen av denne som er beskrevet i den foreliggende oppfinnelse, og det hydroksialkylcellulose materiale som er anvendelig ifølge den forliggende oppfinnelse er ikke anvendelige på de formål som er beskrevet i U.S. 2.570.9^7. 9^7, Himel et al., dated October 9, 1951. The types of hydroxyalkyl cellulose materials which are effective in Himel's '9^7 patent are those which will lead to a reduction in the feed rate in the drilling fluid to which they are added and which do not a negative way will increase the viscosity and gel strength of the drilling fluid. In contrast to this, the hydroxyethyl cellulose types which are effective according to the present invention will increase the viscosity and gel strength of the drilling fluid and will usually increase rather than reduce the filtration damage in the drilling fluid to which they are added. Accordingly, the materials operative in the method in the U.S. patent 2.570.9^7 not effective for the shale stabilizing purposes in the drilling fluid and the method for using this described in the present invention, and the hydroxyalkyl cellulose material which is applicable according to the present invention are not applicable for the purposes described in U.S. 2.570.9^7.

De virksomme typer hydroksyalkylcellulose som er identifisert ifølge den fremgangsmåte som er beskrevet ovenfor, kan anvendes i et miljø' som hovedsakelig består av ferskt- vann The active types of hydroxyalkyl cellulose which have been identified according to the method described above can be used in an environment which mainly consists of fresh water

1 1

og i den enkleste utførelse består dette av en vandig opp-løsning av hydroksyalkylcellulos.e'. P.eks. vil vann . som har oppløst i seg minst 227 gr. pr. fat ' ( ;..159 'liter > '.hyd? -. roksyletylcelluloge og fortrinnsvis fra 227 gr. til 980 gr. and in the simplest embodiment this consists of an aqueous solution of hydroxyalkyl cellulose.e'. E.g. want water. which has dissolved in itself at least 227 gr. per fat ' (;..159 'liter > '.hyd? -. roxylethyl cellulose and preferably from 227 gr. to 980 gr.

pr. fat (spinner 0,5 til 2,0 pund pr. fat) effektivt stabiliserer ustabile skifer formasjoner som-sveller eller er gjørmelikhende, å gjøre det mulig å bore en brønn gjennom slike formasjoner uhinderet av den ustabile skifer. Even-tuelt kan friskt vann som inneholder bentonitt eller andre leirer av høy kvalitet behandles med minst 227 gr. pr. fat av den virksomme form av hydroksyletylce.lluloSe. Man må imidlertid' være klar over at man vil få en betydelig ut-fnapping og at det vil være nødvendig å tilsette vann for å redusere nivået av faste stoffer og å redusere borevæskens viskositet og gel styrke til tidlgiere nivåer. per barrel (spinning 0.5 to 2.0 pounds per barrel) effectively stabilizes unstable shale formations that swell or are mud-like, making it possible to drill a well through such formations unimpeded by the unstable shale. Optionally, fresh water containing bentonite or other high-quality clays can be treated with at least 227 gr. per barrels of the active form of hydroxylethylce.lluloSe. However, you must be aware that you will get a significant out-fnapping and that it will be necessary to add water to reduce the level of solids and to reduce the viscosity and gel strength of the drilling fluid to earlier levels.

Heldigvis er hydroksialkylcelluloser en type som er virksomme ifølge den foreliggende oppfinnelse i stand til å virke i mange elektrolyttigste oppløsninger og hydroksyetyl-' cellulose kan derfor anvendes sammen med vandige oppløsninger som har et høyt saltinnhold. P.eks. kan en væske som inneholder sjøvann behandles med minst 227 gr. pr. fat (159 liter) hydoøksyetylcellulose og en resulterende borevæske blir da utmerkede flyteegenskaper og de ønskede skifer stabiliserende egenskaper. En vandig oppløsning som inneholder natrium, kalium eller litium salter oppløst i seg kan på liknende måte behandles med hydroksyetylcellulose. Saltlaker eller vandige saltoppløsninger som har et saltinnhold som er meget høyere enn saltinnholdet i sjøvann, kan på liknende måte behandles med.hydroksyetylcellulose og anvendes som en borvæske for å •kontrollere skifer. Vandige oppløsninger som inneholder vann oppløselige divalente salter så som kalsium sulfat eller jordalkalie halugunider så som kalsium klorid, kan på liknende måte behandles med hydroksialkylcellulose og anvendes som en borevæske for å kontrollere skifer. Fortunately, hydroxyalkyl celluloses are a type which are effective according to the present invention and are able to work in many highly electrolytic solutions and hydroxyethyl cellulose can therefore be used together with aqueous solutions which have a high salt content. E.g. can a liquid containing seawater be treated with at least 227 gr. per barrels (159 liters) of hydroxyethyl cellulose and a resulting drilling fluid then become excellent flow properties and the desired shale stabilizing properties. An aqueous solution containing sodium, potassium or lithium salts dissolved in it can be similarly treated with hydroxyethyl cellulose. Brine or aqueous salt solutions that have a salt content that is much higher than the salt content of seawater can be similarly treated with hydroxyethyl cellulose and used as a drilling fluid to control shale. Aqueous solutions containing water-soluble divalent salts such as calcium sulfate or alkaline earth halides such as calcium chloride can similarly be treated with hydroxyalkyl cellulose and used as a drilling fluid to control shale.

En annen utførelse av oppfinnelsen består av en vandig oppløsning som er mettet med hensyn til de valente jordalkalimetallhydroksyder så som kalsium eller mangnesium hydroksyd, og som i tillegg inneholder overskudd av uoppløst jordalkalihydroksyd og som også kan inneholde ytterligere jord- alkaliesalter som har en større oppløselighet enn opp-løseligheten for jordalkalihydroksyd. Som et spesifikt eksempel kan en vandig oppløsning som er mettet med hensyn til kalsiumhydorksyd, og som inneholder tilstrekkelig andre vannoppløselige kalsiumsalter hvis oppløselighet er større enn oppløseligheten av kalsiumhydroksyd for derved å gi et oppløselig kalsiumnivå på minst 200 deler pr. million behandles med minst 227 gr. pr. fat hydroksialkylcelluloce av den type som er identifisert ovenfor for å.frembringe en væske som har utmerkede skifer-stabiliserende egenskaper. Another embodiment of the invention consists of an aqueous solution which is saturated with respect to the valent alkaline earth metal hydroxides such as calcium or magnesium hydroxide, and which additionally contains an excess of undissolved alkaline earth hydroxide and which may also contain further alkaline earth salts which have a greater solubility than the solubility for alkaline earth hydroxide. As a specific example, an aqueous solution which is saturated with calcium hydroxide and which contains sufficient other water-soluble calcium salts whose solubility is greater than the solubility of calcium hydroxide to thereby provide a soluble calcium level of at least 200 parts per million is treated with at least 227 gr. per fat hydroxyalkyl cellulose of the type identified above to produce a fluid having excellent shale stabilizing properties.

Den måte hvori respekt spesifik hydroksialkylcellulose materiale som er beskrevet ovenfor virker ifølge oppfinnelsen er ikke fullstendig forstått selv om man antar at det finner sted en type fornetningsabsorbsjon. Mekanismen vil omfatte åbsorbsjon av hydroksialkylcellulose materialer mellom nærliggende leirepartikler og derved låse dem fast i en ikke-dispergerbar tilstand. The way in which the respect specific hydroxyalkyl cellulose material described above works according to the invention is not fully understood even if it is assumed that a type of cross-linking absorption takes place. The mechanism will include absorption of hydroxyalkyl cellulose materials between nearby clay particles and thereby lock them in a non-dispersible state.

Siden hydroksialkylcellulosene er ikke ionisk materiale, som normalt ville vært forventet å besitte bare en nominell eller meget lav overflateaktivitet, er graden og styrken av denne fornetning uventet og enestående. Leiroppslemminger som er meget dispers konsentrasjon av ^5^0 til 7264 i gram pr. fat av dispergeringsmiddelet for boreslam Q-Broxin, et ferro krom lignosulfonat, kan effektivt forestille å løpe sammen og utfelles med så lite som 227 til 35^ gr. pr. fat konsenstrasjon av produktet ifølge oppfinnelsen. De ikke virksomme typer av hydroksyetylcellulose, dvs. de som ikke frembringer en minimum 10 centipoise viskositet ifølge den " prøve som er beskrevet ovenfor, virker ikke enten av mangel på kjedelengde, for lav absorbssjonsgrad eller en kombinasjon av begge disse faktorer. Det. fanetningsabsorbsjonsfenomen som man har foreslått som en forklaring på fenomenet, resulterer ikke i et forkapslings eller membran fenomen som man vil se nedenfor. Følsomme skiferprøver som ble plassert i en ferskvannsoppløsning av en virksom hydroksyletylcelluloseprøve undergikk noen oppsvulming og mykgjøring men de går fremdeles tilstrekkelig fornettet til at det ikke ble dispergert selv om prøvene ble underkastet forsiktig omrøring. Teorien bekreftes ytterligere av den observasjon at produkter ifølge oppfinnelsen i vil ytterligere forbedre en borevæske for skiferkontroll som er fremstilt ifølge U.S.. 2.802.783 som består av kalk, kalsium klorid og et kalsium lignosulfonat dispergerings-middel. Since the hydroxyalkyl celluloses are not ionic materials, which would normally be expected to possess only nominal or very low surface activity, the degree and strength of this crosslinking is unexpected and unprecedented. Clay slurries which are very disperse concentration of ^5^0 to 7264 in grams per barrel of the drilling mud dispersant Q-Broxin, a ferrochromium lignosulfonate, can effectively imagine run together and precipitate with as little as 227 to 35^ gr. per barrel concentration of the product according to the invention. The ineffective types of hydroxyethyl cellulose, i.e. those which do not produce a minimum 10 centipoise viscosity according to the test described above, are ineffective either due to lack of chain length, too low degree of absorption or a combination of both of these factors. has been proposed as an explanation for the phenomenon, does not result in an encapsulation or membrane phenomenon as will be seen below Sensitive shale samples placed in a fresh water solution of an active hydroxyl ethyl cellulose sample underwent some swelling and softening but they are still sufficiently cross-linked that no was dispersed even though the samples were subjected to gentle agitation. The theory is further confirmed by the observation that products of the invention in will further improve a shale control drilling fluid prepared according to U.S. 2,802,783 consisting of lime, calcium chloride and a calcium lignosulfonate dispersant medium.

Mens den foran nevnte hypotese tjener til å for-While the aforementioned hypothesis serves to for-

klare mekanismen og ved de fordeler man ønsker å oppnå ifølge oppfinnelsen finner sted, er det ikke nødvendigvis sagt at denne mekanisme er den eneste eller hovedmekanismen for å frembringe de ønskede fordeler. Oppfinnelsen er ikke be-grenset av noe som helst spesiell mekanisme eller teori for hvorledes oppfinnelsen virker. clear the mechanism and when the benefits you want to achieve according to the invention take place, it is not necessarily said that this mechanism is the only or the main mechanism for producing the desired benefits. The invention is not limited by any particular mechanism or theory for how the invention works.

Alle de virksomme typer hydroksialkylcellulose somAll the active types of hydroxyalkyl cellulose which

man hittil er kommet i kontakt med har en tendens til å skumme. Dette er ikke en vesentlig ulempe, siden et stort antall effekt- . ive skumhindrende midler kan skaffes konversielt. Det er påvist at alkoholer med høy molekulvekt er spesielt effektive for.å kontrollere skumtendensene i hydroksialkylcellulose-produkter som er anvendelige ifølge oppfinnelsen. one has so far come into contact with has a tendency to foam. This is not a significant disadvantage, since a large number of effect- . ive antifoam agents can be obtained convertible. It has been demonstrated that high molecular weight alcohols are particularly effective in controlling the foaming tendencies of hydroxyalkyl cellulose products which are applicable according to the invention.

Selv om enkle hydroksialkylcellulose-i-vannoppløsningerAlthough simple hydroxyalkyl cellulose-in-water solns

har ganske høye flytepunkter, vil de like effektivt holde flytende tilsatt vektmaterialer. Om trent 2270 til omtrent 6810 gr. leire pr.- fat væske kan tilsettes for å utvikle gel-styrke for å understøtte vektmateriale som Barit. Leire av god kvalitet så som bentonitt eller vanlig leire bør prehy-dreres i ferskt vann før tilslag av oppløsninger av hydroksial^kylcellul.ose i friskt eller i salt vann. Salt gel kan tilsettes tør til saltvannsoppløsninger av hydorksialkylcellulose men en foretrukket fremgangsmåte omfatter og fukter den salte gel i saltvann før tilslag til hydroksialkylcellulose salt-vannsoppløsninger . have fairly high pour points, they will just as effectively keep floating added weight materials. About 2270 to about 6810 gr. clay per barrel of liquid can be added to develop gel strength to support weight material such as Barite. Clay of good quality such as bentonite or ordinary clay should be pre-hydrated in fresh water before adding solutions of hydroxy cellulose in fresh or in salt water. Salt gel can be added dry to salt water solutions of hydroxyalkyl cellulose, but a preferred method comprises and moistens the salt gel in salt water before addition to hydroxyalkyl cellulose salt water solutions.

Eksprimentell delartetExperimental subspecies

For å påvise at oppfinnelsen er virksom, og for videreTo demonstrate that the invention is effective, and for further

å bringe, på det rene de optimale', operasjonelle parametere for borvæske ifølge oppfinnelsen, blir det gjennomført en rekke laboratoreksprimenter. En mengde topphuls gumboleire som har i likevekt med saltvann tilveiebragt og avvannet og presses sammen i to og en halv dag under et'trykk på 435 at-mose i en 50,8 mm ( 2 inch) diameter celle og derved å danne en syntetisk skifer. Den sammenpressede, syntetiske skifer to bring the operational parameters for drilling fluid according to the invention to the absolute optimum, a number of laboratory experiments are carried out. A quantity of tophole gumbo clay that has been in equilibrium with saline water is provided and dewatered and pressed together for two and a half days under a pressure of 435 atm in a 50.8 mm (2 inch) diameter cell thereby forming a synthetic shale . The compressed, synthetic shale

blir deretter skåret opp i 30 til 40° kakestykkeformede kiler omtrent 91 mm .tykke ( 3/8 inch). Disse kiler blir plassert i ca. \ liter store krukker med vide åpninger som inneholder 350 milliliter prøveoppløsning av.de forskjellige sammensetninger som skulle utprøves/og skiferprøvene blir observert i en 7 dagers periode. Etter 7 dager ble krukkene rullet inn i en rulleovn for andring ved ca. 65°C i 2 timer hvoretter prøvene ble fjernet, avkjølt og undersøkt for å bestemme tilstanden i skiferen. Sjeldne vektsvæsker som er kjent for å senke vibrering av skifer i forskjellig grad ble undersøkt. Resultatene ér gitt i tabell I nedenunder. is then cut into 30 to 40° pie-shaped wedges approximately 91 mm thick (3/8 inch). These wedges are placed in approx. \ liter jars with wide openings containing 350 milliliters of sample solution of the various compositions to be tested/and the slate samples are observed for a 7-day period. After 7 days, the jars were rolled into a rolling oven for change at approx. 65°C for 2 hours after which the samples were removed, cooled and examined to determine the condition of the shale. Rare gravity fluids known to lower the vibration of shale to varying degrees were investigated. The results are given in table I below.

Av tabell ser man at man ikke får noen bevaring av skiferprøvene i ferskt vann hverken i den statiske prøven eller i varmrulle prøven. Materialet absorberte vann og ble oppsvulmet i den tilstand hvor den lignet myk gele i den statiske test. som varte i 7 dager og materialet dispergerte og dannet stabil suspensjon i varmrulleprøven som varte i 2 timer. Den oppløsning som ble tilveiebragt ved tilsats av 34 kg natrium klorid pr. fat fersk vann resulterte i noen tilsynelatende stabilisering av skiferprøven i den statiske prøven, siden skiferprøven var intakt og fast. Men varm-rulleprøven resulterte i total dispergering av skiferprøven. Prøven som ble satt for en oppløsning av fersk vann som inne-holdt 1,9 kg pr. fat kalk eller kalsium hydroksyd, prøve 3, The table shows that there is no preservation of the shale samples in fresh water either in the static test or in the hot roll test. The material absorbed water and swelled to the state where it resembled soft gel in the static test. which lasted for 7 days and the material dispersed and formed stable suspension in the hot roll test which lasted for 2 hours. The solution that was provided by adding 34 kg of sodium chloride per barrels of fresh water resulted in some apparent stabilization of the shale sample in the static test, since the shale sample was intact and solid. But the hot-rolling test resulted in total dispersion of the shale sample. The test that was set for a solution of fresh water containing 1.9 kg per barrel of lime or calcium hydroxide, sample 3,

fikk en betraktelig stabilisering i den statiske prøven hvor skiferprøven 'var noe oppsprukket og sammenfalt selv om partiklene var nokså harde ved berøring. Varmrulleprøven resutlerte igjen i total dispergering av prøven med en rask bunnfellings-hastig-het som indikerte utflokking av-den leire som var til. stede i gumbo og skiferprøven. I prøve 4, ble 6,8 kg pr. fat kalium klorid tilsatt til fersk vann, og den skifer som var utsatt for dette miljø i 7 dager var statsbetingelse var nettopp sprukket og middels hard selv. om den igjen dispergerte full- . received considerable stabilization in the static test, where the slate sample 'was somewhat cracked and collapsed even though the particles were quite hard to the touch. The hot roll test again resulted in total dispersion of the sample with a rapid sedimentation rate indicating flocculation of whatever clay was present. present in the gumbo and the slate sample. In test 4, 6.8 kg per barrels of potassium chloride added to fresh water, and the shale exposed to this environment for 7 days was state condition was just cracked and medium hard itself. if the again dispersed full- .

- stendig i varmrulleprøven og hadde en middels bunnfellingshastighet. I prøve 5, resulterte en tilsats av 0,68 kg XC polymer pr. fat ferskvann i nesten ingen stabilisering av skiferprøven. Prøven var utsatt for 7 dagers statiskbetingelser var oppsvulmet og myk og materiale dispergerte delvis i varm-rulleprøven og etterlot en gjørmet væske over de bunnfelte partiklene. I prøve 6 ble oppløsningen fremstilt med tilsats av 1,9 kg dekstrid.som er et innkapslende stivelseprodukt pr. fat ferskvann. Dette resulterte i nesten ingen stabilisering av skiferprøven siden 7 dager statisk prøve viste at prøven - steady in the hot roll test and had a medium settling rate. In sample 5, an addition of 0.68 kg XC polymer per barrels of fresh water in almost no stabilization of the shale sample. The sample subjected to 7 days of static conditions was swollen and soft and material partially dispersed in the hot-roll sample, leaving a muddy liquid over the settled particles. In sample 6, the solution was prepared with the addition of 1.9 kg of dextrid, which is an encapsulating starch product per barrel of fresh water. This resulted in almost no stabilization of the shale sample since 7 days static test showed that the sample

var svulmet til en myk gele og varmrulleprøven resulterte i en relativt fullstendig dispergering av skiferen og man så en langsom bunnfellingshastighet. I prøve 7, resulterte 0,9 kg c.ellosize 15000, et kommersielt hydroksyetylcellulose produkt fra Union Carbide, i noen stabilisering av gumboskiferen. Skiferen var oppsvulmet og myk, men varmerulleprøven ga ingen dispergering og det var tilsynelatende ingen faste stoffer i e?:ken. I prøve 8, ble .0,9 kg pr. fat av det samme Cellosize had swollen to a soft gel and the hot roll test resulted in a relatively complete dispersion of the shale and a slow settling rate was observed. In sample 7, 0.9 kg of c.ellosize 15000, a commercial hydroxyethyl cellulose product from Union Carbide, resulted in some stabilization of the gumbo shale. The shale was swollen and soft, but the heat roll test gave no dispersion and there were apparently no solids in the rock. In sample 8, .0.9 kg per barrels of the same Cellosize

1 1

hydroksyetylcellulose produkt + 1,9 kg kalsium hydroksyd eller kalk tilsatt pr. fat ferskt vann. Skiferen som var utsatt for dette miljø i 7 dager under statsbetingelse var hard og utvist noen oppsprekking. Etter varmrulleprøven, hydroxyethyl cellulose product + 1.9 kg of calcium hydroxide or lime added per barrel of fresh water. The shale exposed to this environment for 7 days under state conditions was hard and showed some cracking. After the hot roll test,

var den fremdeles ikke sprekt dispergert og det var ingen faste stoffer i den flytende fasen. it was still not well dispersed and there were no solids in the liquid phase.

I prøvene 9-15 anvendte man sjøvann i stedet for ferskvann som i prøvene 1-8. Prøve - 9 brukte ubehandlet sjø-vann og man kan se at skiferen fikk en svak oppsprekking og var fast i den statiske prøven men ble fullstendig dispergert og utviste en middels bunnfellingshastighet i varmrulleprøven. Prøve 10 illustrerer at 1,9 kg. pr. fat kalk eller kalsiumhydroksyd tilsatt til sjøvannet forbedrer resultatene fra den statiske prøven, men at skiferen fremdeles var dispergert etter varmrulling. I prøve 11, ble 1,4 kg av en konversielt tilgjengelig skiferkontrollerende reagents, Shale-Trol , som er spesielt modifisert lignosulfonat, anvendt pr. fat sjøvann. Skiferen var middels fast og utviste svak oppsprekking etter den. statiske prøven, men etter varmrulleprøven var den fullstendig dispergret og utviste en middels bunnfellingshastighet. I prøve 12, resulterte o,68 kg XC polymer pr. fat sjøvann i at skiferen var middels myk og intakt etter den statiske prøven men etter varmrulling var den fullstendig dispergert og utviste middels bunnfellingshastighet. I prøve 13, full tilsats av 1,9 kg dekstrid, et innkapslende stivelsesprodukt pr. fat sjø-vann, til at skiferen avr intakt og middels myk etter den 7 dager lange statiske prøve, men var fult dispergert og utviste en middels bunnfellingshastighet etter 2 timers rulling.'I prøve 14, resulterte 0,9 kg Cellosize 15.000, hydroksyetylcellulose produkt fra Union Carbide, pr. fat sjøvann, i en effektiv stabilisering av gumboskiferen. Den statiske prøven var middels hard.og utviste ingen oppsprekking. Etter 2 timers rulling ved 75°C, var prøven ikke dispergert og fullstendig bevart i klar væske. I prøve 15, resulterte 0,9 kg Cellosize 15.000 + 1,9 kg kalsiumhydroksyd pr. fat sjøvann en enda mer In samples 9-15, seawater was used instead of fresh water as in samples 1-8. Sample - 9 used untreated seawater and it can be seen that the shale had a slight crack and was solid in the static sample but was completely dispersed and showed a medium settling rate in the hot roll sample. Sample 10 illustrates that 1.9 kg. per barrels of lime or calcium hydroxide added to the seawater improves the results of the static test, but that the shale was still dispersed after hot rolling. In sample 11, 1.4 kg of a conversionally available shale controlling reagent, Shale-Trol, which is a specially modified lignosulfonate, was used per barrels of sea water. The shale was medium firm and showed slight cracking after it. static test, but after the hot roll test it was completely dispersed and showed a medium settling rate. In sample 12, 0.68 kg of XC polymer resulted per barrels of seawater in that the shale was medium soft and intact after the static test, but after hot rolling it was completely dispersed and showed a medium sedimentation rate. In sample 13, full addition of 1.9 kg of dextride, an encapsulating starch product per barrels of sea-water, until the shale was intact and moderately soft after the 7-day static test, but was fully dispersed and showed a medium settling rate after 2 hours of rolling. In test 14, 0.9 kg of Cellosize 15,000, hydroxyethyl cellulose product resulted from Union Carbide, per barrels of seawater, in an effective stabilization of the gumbo shale. The static test was medium hard and showed no cracking. After 2 hours of rolling at 75°C, the sample was not dispersed and completely preserved in clear liquid. In sample 15, 0.9 kg of Cellosize 15,000 + 1.9 kg of calcium hydroxide per barrels of seawater an even more

effektiv stabilisering av skiferen. Den statiske prøven utviste ingen oppsprekking og var hard og etter varmrulleprøven effective stabilization of the shale. The static test showed no cracking and was hard and after the hot rolling test

var skiferen bevart og man kunne ikke oppservere noen dispergering av faste stoffer i væskefasen. the shale was preserved and no dispersion of solids in the liquid phase could be observed.

R R

Man kan. se av de ovennevnte data at Cellusize er mer t One can. see from the above data that Cellusize is more t

effektiv i fersk vann enn XC polymer, kalium klorid eller kalsiumhydroksyd eller natrium klorid og er mer effektiv anvendt sammen med kalk i fersk vann. På liknende måte er hydroksydetylcellulose materiale enda mer effektivt i sjø-vann og man kan observere en bedre stabilisering når man anvender hydroksyetylcellulose og kalk i sjøvann. effective in fresh water than XC polymer, potassium chloride or calcium hydroxide or sodium chloride and is more effective when used together with lime in fresh water. In a similar way, hydroxyethyl cellulose material is even more effective in seawater and one can observe a better stabilization when using hydroxyethylcellulose and lime in seawater.

En annen serie eksprimenter ble utført for å bestemme de relative skiferstabiliserende effektivitet hos de Another series of experiments was conducted to determine the relative shale stabilizing efficiencies of the

VPu VPu

forskjellige Cellosize—'produkter som er konversielt tilgjengelige. Disse prøvene anvendte i hovedsaken den samme, fremgangsmåte som tidligere angitt, og man brukte liknende . skiferprøver. Data er gjengitt i tabell II. various Cellosize products that are convertible available. These tests essentially used the same method as previously stated, and similar methods were used. shale samples. Data are reproduced in Table II.

Syv prøver- av Cellosize var tilgjengelige. Som man kan. se av prøve 16 og 17 er de lave viskositets cormer av materiale Cellosize QP 3 og'-QP 300 relativt lite effektive når det gjelder å stabilisere skiferen. Alle de gjenværende Cellosize produktene var effektive deriblandt Cellosize QP Seven samples of Cellosize were available. As you can. see of samples 16 and 17, the low viscosity cormers of material Cellosize QP 3 and'-QP 300 are relatively ineffective when it comes to stabilizing the shale. All the remaining Cellosize products were effective, including Cellosize QP

4400, QP 15000, QP 30000, QP 52000 og QP 100000. QP 15000 4400, QP 15000, QP 30000, QP 52000 and QP 100000. QP 15000

ble dessuten utprøvet på konsentrasjonsnivåer av 0,23, 0,45,were also tested at concentration levels of 0.23, 0.45,

0,68 og 0,9 kg pr. fat og det er blitt bemerket at alle disse konsenstrasjonene var like effektive. Viskositeten og flyte-grensene økte etter som konsenstrasjonen av Cellosize i saltvann økte og dette var forventet. 0.68 and 0.9 kg per barrel and it has been noted that all these concentrations were equally effective. The viscosity and flow limits increased as the concentration of Cellosize in salt water increased and this was expected.

Man skal bemerke at væskene i prøve 16 og 19 harIt should be noted that the liquids in samples 16 and 19 have

meget like reologier spesielt-' når det gjelder tilsynelatende viskositeter, og allikevel fikk man i prøve 16 en lite effektiv skiferstabilisering mens prøve 19 var meget effektiv. På liknende måte hadde væskene i prøve 17 og 20 nesten identiske til-synelatene viskositeter og allikevel fikk man i prøve 17 ingen stabilisering ved varmrulling mens man i prøve 20 fikk en fullstendig stabilisering. very similar rheologies, especially when it comes to apparent viscosities, and yet in sample 16 a less effective shale stabilization was obtained, while sample 19 was very effective. In a similar way, the liquids in samples 17 and 20 had almost identical to synlate viscosities and yet in sample 17 no stabilization was obtained by hot rolling, while in sample 20 a complete stabilization was obtained.

For å sammenlikne viskositeten med overliggende vedTo compare the viscosity with overlying wood

0,5 vektprosent oppløsning av de samme prøver i destilert vann, ble data som er vist i tabell III dreibart. Man kan se at Cellosize QP 3 og QP 300 dvs. de som har spesielt lite effektiver, fikk en 600 rpm tilsynelatende viskositet ved \% oppløsning som var under 10 centipoise mens alle de effektive materialene fikk en tilsynelatende viskositet ved 600 rpm som lå godt over 10 centipoise og det er dessuten åpenbart at den tilsynelatende viskostet kan anvendes som effektiv måte for å forutsi hvilke hydroksyalkylcellulose materialer som er effektive for for-målet ifølge oppfinnelsen. 0.5% by weight solution of the same samples in distilled water, the data shown in Table III became reversible. It can be seen that Cellosize QP 3 and QP 300, i.e. those with particularly low efficiency, obtained a 600 rpm apparent viscosity at \% resolution that was below 10 centipoise, while all the efficient materials obtained an apparent viscosity at 600 rpm that was well above 10 centipoise and it is also obvious that the apparent viscosity can be used as an effective way to predict which hydroxyalkyl cellulose materials are effective for the purpose of the invention.

Siden de forangående eksprimenter antyder at hdyroks-ailkylcellulose effektivt øker de skiferstabiliserende egenskaper i en vandig oppløsning av en skiferkontroHerende reagens, ble en ny serie eksprimenter utført for å bestemme effekten av behandling av en skiferkontrollerende borevæske fremsstilt av en enkel borevæske og en konversielt tilgjengelig skiferkontrollerende reagens og bestemme effekten på borevæskens reologi så vel som væsketapet i en borevæske behandlet med forskjellige mengder hydroksyetylcellulose. Den skiferkontrollerende borevæske ble fremstilt en " base top hole" slam tilveiebragt fra State West Cote Blanche Well nr. 421 fra Gulf kysten utenfor Louisiana og den ble behandlet med 3,6 kg T-8 Shale Control Reagent pr. fat opprinnelig.borevæske. Den plastiske viskositet og flytegrensen i den opprinnelige borevæske pluss prøver behandlet med 0,11, 0,23, 0,34,og 0,45 kg hydroksyetylcellulose pr. fat skiferkontrollerende borevæske ble målt. Siden flytepunktene økte automatisk, ble vann tilsatt til prøvene for å bringe flytepunktene ned til et relativt anteelig nivå i de tilfellene hvor prøvene var behandlet med 0,23, 0,34 og 0,45 kg hydroksyetylcellulsoe pr. fat borevæske. API væsketapet ble målt på behandlende prøver og som man kan se fra de data som finnes i tabell IV økte- dette tapet vesentlig de prøver som var behandlet med hydroksyetylcellulose selv, i de tilfeller hvor prøvene var blitt ofrtynnet ved- tilsats av ytterligere vann. Since the foregoing experiments suggest that hydroxyl-alkyl cellulose effectively increases the shale-stabilizing properties of an aqueous solution of a shale-controlling reagent, a new series of experiments was conducted to determine the effect of treating a shale-controlling drilling fluid prepared from a simple drilling fluid and a convertible shale-controlling reagent and determine the effect on drilling fluid rheology as well as the fluid loss in a drilling fluid treated with different amounts of hydroxyethyl cellulose. The shale control drilling fluid was prepared a "base top hole" mud obtained from State West Cote Blanche Well No. 421 from the Gulf Coast off Louisiana and it was treated with 3.6 kg of T-8 Shale Control Reagent per barrel originally.drilling fluid. The plastic viscosity and yield strength in the original drilling fluid plus samples treated with 0.11, 0.23, 0.34, and 0.45 kg of hydroxyethyl cellulose per barrels of shale-controlling drilling fluid were measured. Since the pour points increased automatically, water was added to the samples to bring the pour points down to a relatively appreciable level in the cases where the samples were treated with 0.23, 0.34 and 0.45 kg of hydroxyethyl cellulose per barrels of drilling fluid. The API liquid loss was measured on treated samples and, as can be seen from the data in Table IV, this loss increased significantly in the samples that had been treated with hydroxyethyl cellulose itself, in the cases where the samples had been over-diluted by the addition of additional water.

Hydrolyse hastigheten av hydroksialkylcellulose er blitt funnet å øke både med pH tempreaturen og følgelig vil man få et viss tap av hydroksyalkylcellulose i en væske med . høy pH og med høye temperaturer-og ytterligere materiale må tilsettes forå opprettholde den ønskede konsenstrasjon. Selv om disse fenomenene påvirker systemets økonomi er det fremdeles virksomt. The rate of hydrolysis of hydroxyalkyl cellulose has been found to increase both with the pH temperature and consequently there will be a certain loss of hydroxyalkyl cellulose in a liquid with . high pH and with high temperatures - and additional material must be added to maintain the desired concentration. Although these phenomena affect the system's economy, it is still effective.

Den hydroksyetylcellulose som ble anvendt i denne prøveserie var natrosol PCR R fremstilt av Hercules Inc. Man kan se av de fremlagte- data at anvendelse av hydroksyetylcellulose produkt øker den plastiske viskositet og flytegrensen i borevæsken-i målbar grad og -dessuten øker API væsketapet. Dette gir ytterligeré- bevis for at materiaelt som er anvendt i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er vesentlig forskjellig fra produktene beskrevet i U.S 2.570.0-47 som spesi-fiserer at materialet reduseres væsketapet i borevæsken som det tilsettes uten å forandre viskositeten. Reologi for-styrrelsene og økningen i væsketapet er kontrollerbare og rep-resenterer derfor ikke noe problem for anvendelsen av hydroksyetylcellulose i borevæske for skiferkontroll av denne typen, The hydroxyethyl cellulose that was used in this test series was natrosol PCR R manufactured by Hercules Inc. It can be seen from the presented data that the use of hydroxyethyl cellulose product increases the plastic viscosity and yield point in the drilling fluid to a measurable degree and -in addition increases the API fluid loss. This provides further evidence that the material used in the method according to the invention is significantly different from the products described in U.S. 2.570.0-47 which specifies that the material reduces fluid loss in the drilling fluid to which it is added without changing the viscosity. The rheology disturbances and the increase in fluid loss are controllable and therefore do not represent any problem for the use of hydroxyethyl cellulose in drilling fluid for shale control of this type,

Andre laboratorieeksprimenter har klarlagt stabili-teten hos hdyroksyetylcellulose i oppslemminger av leire opp-til 21-130°C slik at dette materialet kan anvendes ved disse temperaturene uten for stor dekomponering eller reduksjon av kvaliteten av hydroksyetylcellulosen. Ved høye pH nivåer senkes den øvre grense for temperaturstabilitet. Other laboratory experiments have clarified the stability of hydroxyethyl cellulose in slurries of clay up to 21-130°C so that this material can be used at these temperatures without excessive decomposition or reduction of the quality of the hydroxyethyl cellulose. At high pH levels, the upper limit for temperature stability is lowered.

FELT EKSPERIMENTFIELD EXPERIMENT

En feltprøve ble utført i en brønn som ble boretA field test was carried out in a well that was drilled

i det sydlige Louisiana for å bestemme effektiviteten av hydroksyetylcellulose og mettet saltvann ved boring en skiferseksjon som var etablert etter at et saltoverheng var gjennomtrengt. En mettet saltlaket ble fremstilt under anvendelse av sjøvann og vann fra vannledning med tilsats av konversielt salt. Til denne ble tilsatt Cellosize QP 15000H som er av hydroksyetylcellulose produkt fremstilt av Union Carbide Corp. Materialet ble tilsatt til væsken langsomt siden laboratoriet forsøk hadde antydet at en blandetid på 20-30 minutter var nødvendig for å få en tilstrekkelig vis- , kositet. Det endelige konsenstrasjonsnivået var 0,750 kg hdyroksyetylcelluloseprodukt pr. fat saltlake og etter den angitte tid var tunnel viskositeten øket til 52 sekunder, den plastiske viskositet var 21 centipoise og flytegrensen var 1,410 kg/m . 4| kg saltgel ble tilsatt pr. fat borvæske og baritt ble tilsatt for å gi en vekt på 5 kg pr. fat. Tunnel viskositeten varer i 45 sekunder, den plastiske viskositeten 24 centipoise og flytegrensen i,270' kg pr. m 2 . A-PI væsketapet var 5,2 cm 3 ved overflatetemperaturen. Fann gel var 4-4. Denne væske ble sirkulert og anvendt for en kort boring ved en dybde på 388O meter ( 12858 fot) denne borevæske ble anvendt for å bore i skiferdelen og selv om man støtter på en del fysiske problemer viser systemet seg å være fullstendig .effektivt for å kontrollere skiferen og den var lette å lage og opprettholde. Selv om de skifere som ble gjennomboret var av en gummiliknende kvalitet, kunne man ikke på noe tidspunkt observere at skiferen fester seg til borredskapene. in southern Louisiana to determine the effectiveness of hydroxyethyl cellulose and saturated brine when drilling a shale section established after a salt overhang was penetrated. A saturated brine was prepared using seawater and tap water with the addition of convertible salt. To this was added Cellosize QP 15000H which is a hydroxyethyl cellulose product manufactured by Union Carbide Corp. The material was added to the liquid slowly since laboratory experiments had suggested that a mixing time of 20-30 minutes was necessary to obtain a sufficient viscosity. The final concentration level was 0.750 kg of hydroxyethyl cellulose product per barrels of brine and after the specified time the tunnel viscosity had increased to 52 seconds, the plastic viscosity was 21 centipoise and the yield strength was 1,410 kg/m . 4| kg of salt gel was added per barrels of drilling fluid and barite were added to give a weight of 5 kg per barrel. The tunnel viscosity lasts for 45 seconds, the plastic viscosity 24 centipoise and the yield strength i.270' kg per m 2 . The A-PI liquid loss was 5.2 cm 3 at the surface temperature. Fann gel was 4-4. This fluid was circulated and used for a short drilling at a depth of 388O meters (12858 feet) this drilling fluid was used to drill in the shale section and although relying on some physical problems the system proves to be completely effective in controlling the slate and it was easy to make and maintain. Although the shale that was drilled through was of a rubber-like quality, at no time could it be observed that the shale sticks to the drilling tools.

et er således påvist og demonstrert i laboratoriet og felt eksperimentet at hydroksialkylcellulose og spesielt hvis hydroksialkylcelluloseproduktet effektivt vil stabilisere skifermaterialet når de anvendes i ferskvann, sjøvann, mono-valent eller divalent saltlake eller ferskvann eller saltvann som inneholder kalsiumhydroksyd. It has thus been proven and demonstrated in the laboratory and field experiment that hydroxyalkyl cellulose and especially if the hydroxyalkyl cellulose product will effectively stabilize the shale material when used in fresh water, sea water, mono-valent or divalent brine or fresh water or salt water containing calcium hydroxide.

Claims

1. Aqueous drilling fluid with shale stabilizing properties, characterized in that it consists of an aqueous solution of a hydroxyalkyl cellulose which can give another weight percent solution in distilled water with a 600 rpm apparent viscosity greater than 10 centipoise.

2. Drilling fluid according to claim 1, characterized in that it contains dissolving sodium chloride or potassium chloride.

3. Drilling fluid according to claim 1, characterized in that it comprises seawater as its water phase.

4. Drilling fluid according to claim 1, characterized in that it contains a dissolved alkaline earth metal hydroxide.

5. Drilling fluid according to claim 1, characterized in that it contains a dissolved water-soluble alkaline earth metal halide or calcium sulfate.

6. Drilling fluid according to claims 1-5, characterized in that it contains from 0.23 to 0.9 kg per fat hydroxyalkyl cellulose.

7. Drilling fluid according to claims 1-6, characterized in that it contains from 2.3 to 6.8 kg of clay per barrel.

8. Method for drilling a well through a shale formation in the subsoil, characterized in that said shale formation is brought into contact with an aqueous drilling fluid according to any of the preceding claims.