NO853365L

NO853365L - PROCEDURE FOR AA INCREASES THE VISCOSITY FOR A SALT SOLUTION TO USE IN BURNING.

Info

Publication number: NO853365L
Application number: NO853365A
Authority: NO
Inventors: Israel Joel Heilweil; Dennis Harold Hoskin
Original assignee: Mobil Oil Corp
Priority date: 1985-08-27
Filing date: 1985-08-27
Publication date: 1987-03-02

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører saltløsningsfluider, spesielt borefluider som har høye saltkonsentrasjoner og som har fått øket viskositet med vannløselige kopolymerer av akrylamidometyl-propansulfonsyresalter. The present invention relates to salt solution fluids, in particular drilling fluids which have high salt concentrations and which have had their viscosity increased with water-soluble copolymers of acrylamidomethyl-propanesulphonic acid salts.

Engelhardt et al. beskriver i U.S.-patentskriftEngelhardt et al. describes in U.S. Pat

nr. 4 309 523 boreslam (d.v.s. borefluider som inneholder leire) inneholdende vannløselige kopolymerer av akrylamidometyl-propansulf onsyresalter og andre komponenter. No. 4,309,523 drilling muds (i.e., drilling fluids containing mud) containing water-soluble copolymers of acrylamidomethyl-propanesulfonic acid salts and other components.

Under boring i en oljekilde blir et vanligvis vandigDuring drilling in an oil well, it usually becomes watery

fluid, d.v.s. et borefluid, sprøytet inn i kilden gjennom borerøret og resirkulert til overflaten i det ringformede område mellom borehullet og borestrengen. Funksjonene til borefluidet inkluderer: smøring av borekronen, transportering av spon til overflaten, motvirkning av formasjonstrykk for å hindre inn-strømning av olje, gass eller vann i kilden, opprettholdelse av hullstabilitet inntil brønnrør kan innsettes, suspendering av faststoffer når fluidet ikke sirkulerer, og minimalisering av fluidtap i og muligens forbundet med skade/ustabilitet for formasjonen hvorigjennom boringen foregår. fluid, i.e. a drilling fluid, injected into the source through the drill pipe and recycled to the surface in the annular area between the borehole and the drill string. The functions of the drilling fluid include: lubrication of the drill bit, transport of cuttings to the surface, counteracting formation pressure to prevent inflow of oil, gas or water into the source, maintaining hole stability until well tubing can be inserted, suspending solids when the fluid is not circulating, and minimization of fluid loss in and possibly associated with damage/instability to the formation through which the drilling takes place.

Riktig utjevning av formasjonstrykk oppnås ved å eta-blere fluid-densiteten på det ønskede nivå, vanligvis ved tilsetning av barytt (95% eller mer av bariumsulfat). Transportering av spon og suspendering av dette når fluidet ikke sirkulerer, står i forbindelse med fluid-viskositeten og tikso- Proper equalization of formation pressure is achieved by establishing the fluid density at the desired level, usually by adding barite (95% or more of barium sulfate). The transport of chips and their suspension when the fluid is not circulating is related to the fluid viscosity and thixo-

tropi som avhenger av faststoff-innhold og/eller anvendelse av en polymer. Regulering av filtertap oppnås også ved anvendelse av leire og/eller tilsatte polymerer. tropism which depends on solids content and/or use of a polymer. Regulation of filter loss is also achieved by using clay and/or added polymers.

Fluid-egenskaper blir konstant overvåket under bore-operasjonene, og de blir tilpasset til naturen og det forma-sjonslag som man ved den anledning støter på. Når boringen når produksjonsformasjonen, utøves spesiell årvåkenhet. Det blir fortrinnsvis anvendt borefluider med lavt faststoff- Fluid properties are constantly monitored during the drilling operations, and they are adapted to the nature and the formation layer encountered on that occasion. When drilling reaches the production formation, special vigilance is exercised. Drilling fluids with low solids are preferably used

innhold for å minimalisere mulig produktivitetstap ved tilstopping med faststoffer. Riktig densitet for borefluidet for å utjevne formasjonstrykk kan oppnås ved anvendelse av vandige saltløsninger med høy saltkonsentrasjon, mens viskositets- og filtertap-regulering kan oppnås ved polymer-tilsetning. En vesentlig boring i oljekilder vil i fremtiden content to minimize possible loss of productivity due to clogging with solids. The correct density for the drilling fluid to equalize formation pressure can be achieved by using aqueous salt solutions with a high salt concentration, while viscosity and filter loss regulation can be achieved by polymer addition. Significant drilling in oil wells will in the future

foregå i dybder mellom 5000 og 10 000 meter hvor man kan støte på temperaturer ved 175°C. Slike temperaturer som disse, sam-menkoblet med ønske om lavt faststoff-innhold og fortrinnsvis minimalt med tilsatte faststoffer, krever polymerer som er tolerante for saltløsninger og stabile ved høye temperaturer for regulering av viskositet og filtrering. Konvensjonelt anvendte polymerer, så som stivelse, karboksymetylcellulose og modifiserte polyakrylater, er ikke stabile ved slike høye temperaturer og har alvorlige begrensninger med hensyn til toleranse for saltløsninger. take place at depths between 5,000 and 10,000 meters where temperatures of 175°C can be encountered. Temperatures such as these, coupled with the desire for low solids content and preferably minimal added solids, require polymers that are tolerant of salt solutions and stable at high temperatures for viscosity control and filtration. Conventionally used polymers, such as starch, carboxymethyl cellulose and modified polyacrylates, are not stable at such high temperatures and have severe limitations in tolerance to salt solutions.

Nåværende borefluid-systemer med klare saltløsningerCurrent drilling fluid systems with clear salt solutions

med høy densitet benytter hydroksyetylcellulose-polymerer og beslektede materialer som viskositetsøkende midler, men disse er vanligvis ustabile ved ca. 150°C og er tilbøyelige til å with high density use hydroxyethyl cellulose polymers and related materials as viscosity increasing agents, but these are usually unstable at approx. 150°C and are prone to

bli tverrbundet og danne gel ved tider og temperaturer som kan forårsake forskjellige problemer ved boreoperasjoner. become cross-linked and gel at times and temperatures that can cause various problems in drilling operations.

Ved boring etter olje og gass i formasjoner som er rikWhen drilling for oil and gas in formations that are rich

på CC>2, så som Mobile Bay- og Arun-f eltene, kan anvendelse av fullførings-, overhalings- og tetnings-fluider av klare salt-løsninger som inneholder toverdig kalsium og sink føre til ut-felling av karbonater, tilstopping av kilder og påfølgende tap av hydrokarbon-produktivitet. Natriumbromid-saltløsninger tilveiebringer et mulig alternativ, men anvendelse av slike er ennå ikke blitt fullstendig utviklet på grunn av manglende tilgjengelighet av viskositetsøkende midler og additiver for tilveiebringelse av egnede reologiske egenskaper for fjerning av borede faststoffer og for minimalisering av filtertap. on CC>2, such as the Mobile Bay and Arun fields, the use of clear salt solution completion, overhaul and sealing fluids containing divalent calcium and zinc can lead to precipitation of carbonates, plugging of wells and subsequent loss of hydrocarbon productivity. Sodium bromide salt solutions provide a possible alternative, but their use has not yet been fully developed due to the unavailability of viscosity-increasing agents and additives to provide suitable rheological properties for drilling solids removal and for minimizing filter losses.

Selv om det blir fremvist en polymer som er løselig iAlthough a polymer is presented which is soluble in

en saltløsning, så som en natriumbromid-saltløsning, så er det vanligvis ikke mulig å forutsi hvilken virkning saltløsningen, spesielt høye konsentrasjoner av denne, vil ha på den termiske stabilitet og de termiske egenskaper ved polymeren. a salt solution, such as a sodium bromide salt solution, it is usually not possible to predict what effect the salt solution, especially high concentrations thereof, will have on the thermal stability and thermal properties of the polymer.

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer følgelig en fremgangsmåte for å øke viskositeten til et vandig saltløs-ningsfluid, som omfatter å blande sammen med saltløsnings-fluidet en viskositetsøkende mengde av én eller flere vann-løselige kopolymerer av akrylamidometylpropan-sulfonsyre-salter, som i det vesentlige består av en randomisert fordeling av (a) 5 til 95 vekt% av enheter med formelen The present invention consequently provides a method for increasing the viscosity of an aqueous salt solution fluid, which comprises mixing together with the salt solution fluid a viscosity-increasing amount of one or more water-soluble copolymers of acrylamidomethylpropane-sulfonic acid salts, which essentially consist of a randomized distribution of (a) 5 to 95% by weight of units of the formula

(b) 5 til 95 vekt% av enheter med formelen (c) 0 til 80 vekt% av enheter med formelen (b) 5 to 95% by weight of units of the formula (c) 0 to 80% by weight of units of the formula

1 2 1 2

hvor R og R er like eller forskjellige og hver er hydrogen, metyl eller etyl, og X er et kation. where R and R are the same or different and each is hydrogen, methyl or ethyl, and X is a cation.

Ved en-annen utførelse tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et borefluid dannet ved fremgangsmåten ovenfor. In another embodiment, the present invention provides a drilling fluid formed by the method above.

Ved en annen utførelse tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for boring av et borehull ved anvendelse av ovennevnte borefluid. In another embodiment, the present invention provides a method for drilling a borehole using the above-mentioned drilling fluid.

Én eller flere vannløselige kopolymerer av akrylamido-metylpropansulfonsyresalter blir satt til vandige løsninger med høyt saltinnhold (f.eks. 30-60 vekt% salt), og tilveiebringer en væske med vesentlig øket viskositet (d.v.s. et borefluid) som er spesielt egnet for anvendelse ved boring i oljekilder. Anvendelse av slike polymerer resulterer i forbedret bestandighet mot viskositetstap ved forhøyede temperaturer (f.eks. høyere enn ca. 180°C) sammenlignet med byggende vann/saltløsnings-løselige polymerer med konvensjonell viskositet, og er således nyttig som borefluid ved boreoperasjoner hvor det dreier seg om dype kilder. De kan også tilveiebringe visse reguleringsegenskaper ved filtrering, og reduserer fluidtap i, og muligens skade på, den oljebærende formasjon. One or more water-soluble copolymers of acrylamido-methylpropanesulfonic acid salts are added to aqueous solutions with a high salt content (e.g. 30-60% salt by weight), providing a fluid of substantially increased viscosity (i.e. a drilling fluid) which is particularly suitable for use in drilling in oil wells. Use of such polymers results in improved resistance to viscosity loss at elevated temperatures (e.g. higher than about 180°C) compared to building water/salt solution-soluble polymers of conventional viscosity, and is thus useful as a drilling fluid in drilling operations where about deep springs. They can also provide certain control properties when filtering, and reduce fluid loss in, and possibly damage to, the oil-bearing formation.

En foretrukket vannløselig kopolymer av akrylamidometyl-propansulf onsyresalter består vesentlig av en randomisert A preferred water-soluble copolymer of acrylamidomethyl-propanesulfonic acid salts consists essentially of a randomized

fordeling avdistribution

(a) 5 til 95 vekt% av enheter med formelen (a) 5 to 95% by weight of units of the formula

(b) 5 til 95 vekt% av enheter med formelen (b) 5 to 95% by weight of units of the formula

1 2 1 2

hvor R og R er like eller forskjellige og hver er hydrogen, metyl eller etyl, og #er at kation. where R and R are the same or different and each is hydrogen, methyl or ethyl, and # is that cation.

Slike kopolymerer er beskrevet i det forannevnte U.S.-patentskrift nr. 4 309 523 og har fortrinnsvis en molekylvekt på minst 10.000. Such copolymers are described in the aforementioned U.S. Patent No. 4,309,523 and preferably have a molecular weight of at least 10,000.

Effektiviteten til polymerene anvendt i henhold til foreliggende oppfinnelse som strukturelle viskositets-byggere blir eksemplifisert med de følgende eksempler. The effectiveness of the polymers used according to the present invention as structural viscosity builders is exemplified by the following examples.

EKSEMPLEREXAMPLES

Vinylsulfonatamid-kopolymerer (HOE 3118 og 2825, Hoechst Corp.) vil øke viskositeten til borefluider av tykke, klare NaBr- og CaBr^-saltløsninger (50% salt, henholdsvis 1,50 og 1,74 g/cm 3) og bibeholde deres viskositetsgjørende egenskaper, spesielt når det dreier seg om HOE 3118, i området 175 - 200°C. Til sammenligning blir de nå anvendte viskositetsgjørende midler av cellulose-type ineffektive under 135°C. Vinylsulfonatamide copolymers (HOE 3118 and 2825, Hoechst Corp.) will increase the viscosity of drilling fluids of thick, clear NaBr and CaBr^ salt solutions (50% salt, 1.50 and 1.74 g/cm 3 , respectively) and retain their viscosifying properties, especially when it comes to HOE 3118, in the range 175 - 200°C. In comparison, the cellulose-type viscosifiers currently used become ineffective below 135°C.

Tabell 1 oppsummerer 16 timers statiske aldringsforsøkTable 1 summarizes the 16-hour static aging test

med 5,0 vekt% HOE 3118 og 2824 i NaBr-saltløsning (1,50 g/cm<3>) opptil 176°C, og den viser liten eller ingen avbygning for HOE 3118, og HOE 2825 er stabil opptil ca. 150°C. Ved 200°C with 5.0 wt% HOE 3118 and 2824 in NaBr salt solution (1.50 g/cm<3>) up to 176°C, and it shows little or no degradation for HOE 3118, and HOE 2825 is stable up to approx. 150°C. At 200°C

(se tabell 2) bibeholder HOE 3118 sine viskositetsgjørende egenskaper i minst 4 timer. (Avvikelsene er innen marginen for forsøksfeil.) Etter 16 timers oppvarmning ved 200°C er viskositeten for HOE 3118 senket med 23%, men inkludering av 0,6 vekt% N-metyl-pyrrolidon som additiv øker ytelsen. (see table 2) HOE 3118 retains its viscosifying properties for at least 4 hours. (The deviations are within the margin of experimental error.) After 16 hours of heating at 200°C, the viscosity of HOE 3118 is lowered by 23%, but the inclusion of 0.6% by weight of N-methyl-pyrrolidone as an additive increases the performance.

Tabell 3 beskriver 16 timers statiske aldringsforsøkTable 3 describes the 16-hour static aging test

for HOE-kopolymerer i CaBr2-(l,50 g/cm<3>) og West Burkburnette-(WBB) saltløsninger. WBB-saltløsningen inneholder 13 vekt% NaCl, 3,45 vekt% CaCl2. H20 og 1,5 vekt% MgCl2. 6H20. WBB-forsøket vedrører evnen til HOE 3118 til å virke som mobilitets-reguleringsmiddel. I CaBr2~saltløsning er HOE 3118 stabil opptil ca. 175°C. for HOE copolymers in CaBr2-(l.50 g/cm<3>) and West Burkburnette-(WBB) salt solns. The WBB salt solution contains 13 wt% NaCl, 3.45 wt% CaCl2. H 2 O and 1.5 wt% MgCl 2 . 6H20. The WBB trial concerns the ability of HOE 3118 to act as a mobility-regulating agent. In CaBr2~salt solution, HOE 3118 is stable up to approx. 175°C.

Den nedre grense for N-metyl-pyrrolidon er den mengde som vil forbedre stabiliteten til fluidet. Det tilsettes fortrinnsvis minst ca. 0,1 vekt% N-metyl-pyrrolidon. Den øvre grense er ca. 5 vekt% eller mindre. The lower limit for N-methyl-pyrrolidone is the amount that will improve the stability of the fluid. It is preferably added at least approx. 0.1% by weight of N-methyl-pyrrolidone. The upper limit is approx. 5% by weight or less.

HOE 3118 og HOE2825 ble undersøkt ved C<13>NMR ved anvendelse av 7,0 vekt%ig kopolymer-løsninger i 30 vekt%ig NaBr i D20. Analysen viste at HOE 3118 er sammensatt av 62% 2-akryl-amido-2-metylpropan-3-sulfonat (AMPS) og 38% N-vinyl-N-metyl-acetamid (NMAA). HOE 28 25 er på den annen side sammensatt av 41% AMPS, 31% NMAA og 27% akrylamid (AM). Den høyere termiske stabilitet til HOE 3118 synes således å ha forbindelse med dens mangel på primære amidgrupper. Primære amider er kjent for å hydrolyseres lett, men om slik hydrolyse er ansvarlig for usta-biliteten til HOE 2825 til å gi lignende ytelse som HOE 3118, HOE 3118 and HOE2825 were examined by C<13>NMR using 7.0 wt% copolymer solutions in 30 wt% NaBr in D2O. The analysis showed that HOE 3118 is composed of 62% 2-acryl-amido-2-methylpropane-3-sulfonate (AMPS) and 38% N-vinyl-N-methyl-acetamide (NMAA). HOE 28 25, on the other hand, is composed of 41% AMPS, 31% NMAA and 27% acrylamide (AM). Thus, the higher thermal stability of HOE 3118 appears to be related to its lack of primary amide groups. Primary amides are known to hydrolyse readily, but if such hydrolysis is responsible for the instability of HOE 2825 to give similar performance to HOE 3118,

er ennå ikke blitt helt bekreftet.has not yet been fully confirmed.

Tilsetningen av N-metyl-2-pyrrolidon (MP) og lignende (f.eks. enkle derivater derav) øker den termiske stabilitet til saltløsningene i henhold til foreliggende oppfinnelse. Det har for eksempel vist seg at tilsetning av 9 vekt% MP til en NaBr-saltløsning (1,50 g/cm 3) som inneholder 5 vekt% av en polymer av typen HOE 3118, gir en klar forbedring av den termiske stabilitet til saltløsningen under ekstreme oppvarmningsforhold i området 200-220°C i 16 timer. Effektiviteten av MP antas å skyldes dets flerfunksjonene egenskaper som puffermiddel, som et molekyl som er i stand til å danne komplekser med metallioner (f.eks. The addition of N-methyl-2-pyrrolidone (MP) and the like (e.g. simple derivatives thereof) increases the thermal stability of the salt solutions according to the present invention. For example, it has been shown that the addition of 9% by weight of MP to a NaBr salt solution (1.50 g/cm 3 ) containing 5% by weight of a polymer of the HOE 3118 type gives a clear improvement in the thermal stability of the salt solution under extreme heating conditions in the range 200-220°C for 16 hours. The effectiveness of MP is believed to be due to its multifunctional properties as a buffering agent, as a molecule capable of forming complexes with metal ions (e.g.

Fe, Cr, Cu, Mn etc.) som ellers kunne føre til katalytisk spalt-ning av kopolymerer, og som en peroksyradikalterminator. I denne forbindelse er det angitt iU. S.-patentskrift nr. 4 3'17 759 at den termiske stabilitet til amidholdige polymerer blir øket ved å inkorporere synergistiske kombinasjoner av merkaptobenzoimidazol og fenol-derivater under oppløsning eller syntese. Fe, Cr, Cu, Mn etc.) which could otherwise lead to catalytic cleavage of copolymers, and as a peroxy radical terminator. In this connection, it is stated in U. S. Patent No. 4 3'17 759 that the thermal stability of amide-containing polymers is increased by incorporating synergistic combinations of mercaptobenzoimidazole and phenol derivatives during dissolution or synthesis.

Borefluider som omfatter vandige saltløsninger med høy densitet, så som fullførings-, overhalings- og tetnings-fluider, er i de senere år blitt anerkjent for deres effekt ved minimalisering av formasjonsskade og tilveiebringelse av stabilitet i borehull, og også ved etablering og opprettholdelse av høy produktivitet i olje- og gass-kilder, se G. Poole, Oil and Gas. Drilling fluids comprising high density aqueous salt solutions, such as completion, overhaul and sealing fluids, have in recent years been recognized for their effectiveness in minimizing formation damage and providing stability in boreholes, and also in establishing and maintaining high productivity in oil and gas sources, see G. Poole, Oil and Gas.

J. , 13. juli 1981, s. 151; D. Acosta, ibid., 2. mars 1981, s. 83; og R.J. Spies et al., SPE 9425, sept. 1980. J. , 13 July 1981, p. 151; D. Acosta, ibid., March 2, 1981, p. 83; and R.J. Spies et al., SPE 9425, Sept. 1980.

Saltløsningsfluidene med høy densitet er spesielt løs-ninger som inneholder 10 til 60 vekt% av salter så som LiCl, The high density salt solution fluids are in particular solutions containing 10 to 60% by weight of salts such as LiCl,

NaCl, CaCl2, CaBr2, ZnBr2 og blandinger av slike, som har densitetet opptil 2,4 g/cm 3. Deres høye saltinnhold hindrer svel-ling og dispergering av formasjons-leire og -skifer ved be-gunstiget ionebytte og reduksjon av osmotisk trykk. Deres høye densiteter tilveiebringer tilstrekkelig hydrostatisk trykk til å utligne formasjonstrykk og således hindre innstrømming av uønskede fluider i kildene under boring. Siden de er fri for dispergerte faststoffer, er fluidene med høy densitet spesielt bemerket på grunn av at de hindrer formasjonstilstopping, gir høy hydrokarbon-utvinning og effektiv rensing av bunnhullet. NaCl, CaCl2, CaBr2, ZnBr2 and mixtures of such, which have a density of up to 2.4 g/cm 3. Their high salt content prevents swelling and dispersion of formation clay and shale through favorable ion exchange and reduction of osmotic pressure . Their high densities provide sufficient hydrostatic pressure to equalize formation pressure and thus prevent the inflow of unwanted fluids into the wells during drilling. Being free of dispersed solids, the high density fluids are particularly noted for preventing formation plugging, providing high hydrocarbon recovery and effective downhole cleaning.

Med de nåværendeøkende forsøk på å oppdage nye olje- og gass-avsetninger ved dyp-boring (under 3300 m) (se B. Tippee, With the current increasing attempts to discover new oil and gas deposits by deep drilling (below 3300 m) (see B. Tippee,

Oil and Gas J., 10 august 1981, s. 33) er det blitt erkjent at fremtidig utvikling av borefluidteknologi må gjøre bruk av visko-sitetsg jørende midler, reguleringsmidler for væsketap og andre additiver som er i stand til å gi tilfredsstillende ytelse ved høye temperaturer (135°C) og høye trykk (35.000 kPa). Anvendelse av vannløselige kopolymerer av akrylamidometylpropan-sulfonsyre-salter kan føre til spesielt nyttige saltløsningsfluider med høy densitet som er stabile ved høy temperatur, for boreoperasjoner. Oil and Gas J., August 10, 1981, p. 33) it has been recognized that future developments in drilling fluid technology must make use of viscosity increasing agents, fluid loss control agents and other additives capable of providing satisfactory performance at high temperatures (135°C) and high pressures (35,000 kPa). The use of water-soluble copolymers of acrylamidomethylpropane-sulfonic acid salts can lead to particularly useful high-density, high-temperature stable salt solution fluids for drilling operations.

Utførelsene i eksemplene her tilveiebringer informasjoner og forskrifter for andre klare saltløsninger, polymerer og additiver for flerfunksjonene fluider med høy densitet for boring i dype kilder, hvorav noen eksempler inkluderer økning av mole-kylvekten for å redusere polymer-innholdet og følgelig omkost-ningene; utvidelse av systemet for å inkludere andre høy-temperatur-stabile polymerer; valg av andre saltløsninger og blandinger av saltløsninger med høy densitet, f.eks. saltløs-ninger som innehlder LiCl, Cal.,, Ca(SCN)2/og også de forannevnte NaCl, CaCl2, CaBr2og ZnBr2som densitetsgjørende salter, med eller uten sammenblanding med egnede solubiliserende over-flateaktive midler; og valg av polare og hydrokarbon-avledete løsningsmidler istedenfor vann. The embodiments in the examples herein provide information and prescriptions for other clear salt solutions, polymers and additives for multi-functional, high-density fluids for deep well drilling, some examples of which include increasing the molecular weight to reduce polymer content and therefore cost; expanding the system to include other high-temperature stable polymers; selection of other salt solutions and mixtures of high-density salt solutions, e.g. salt solutions containing LiCl, Cal., Ca(SCN) 2 / and also the aforementioned NaCl, CaCl 2 , CaBr 2 and ZnBr 2 as thickening salts, with or without admixture with suitable solubilizing surface-active agents; and choosing polar and hydrocarbon-derived solvents instead of water.

Den viskositetsøkende mengde av polymer som anvendes i henhold til aspektene ved foreliggende oppfinnelse, er den mengde som er tilstrekkelig til å gi de ønskede viskositetsgjørende funksjoner. Ved boring involverer disse funksjoner transportering av spon til overflaten og suspendering av faststoffer når borehullet ikke sirkuleres. Anvendelse av en viskositetsøkende mengde av polymer kan resultere i en økning i viskositet ved romtemperatur med en faktor på f.eks. minst 4. Med andre ord kan den mengde av vannløselig kopolymer av akrylamidometylpropan-sulfonsyresalter som anvendes være f.eks. 0,5-10 vekt% eller, som eksemplifisert i de foregående eksempler, fra 2 til 5 vekt% av fluidet. The viscosity-increasing amount of polymer used in accordance with the aspects of the present invention is the amount that is sufficient to provide the desired viscosity-increasing functions. In drilling, these functions involve transporting chips to the surface and suspending solids when the borehole is not being circulated. Use of a viscosity-increasing amount of polymer can result in an increase in viscosity at room temperature by a factor of e.g. at least 4. In other words, the amount of water-soluble copolymer of acrylamidomethylpropane sulphonic acid salts used can be e.g. 0.5-10% by weight or, as exemplified in the preceding examples, from 2 to 5% by weight of the fluid.

Saltinnholdet i de vandige saltløsnings-borefluider i henhold til aspektene ved oppfinnelsen kan være fra minst 30 vekt% og opptil saltmetningspunktet for fluidet, hvilket vanligvis er 60-65 vekt%. Saltløsningsfluidene i henhold til foreliggende oppfinnelse kan ha en densitet på 1,5 til 2 g/cm 3. The salt content of the aqueous salt solution drilling fluids according to the aspects of the invention can be from at least 30% by weight and up to the salt saturation point of the fluid, which is usually 60-65% by weight. The salt solution fluids according to the present invention can have a density of 1.5 to 2 g/cm 3 .

Selv om den viskositetsgjørende effekt av vannløselig kopolymer av akrylamidometylpropan-sulfonsyresalter i henhold til aspektene ved foreliggende oppfinnelse, er spesielt nyttige i fluider for boring i nærheten av olje- eller gass-produserende formasjoner, så kan denne effekt også utnyttes ved boring i andre områder enn i nærheten av olje- eller gass-formasjoner. Således kan de viskositetsgjorte borefluider som inneholder vannløselige kopolymerer av akrylamidometylpropan-sulfonsyresalter, også inneholde bestanddeler som er forskjellige fra vann og saltløsninger, så som filtertaps-regulerende faststoffer i en tilstrekkelig mengde til å hindre tap av fluid til formasjonen. Although the viscosifying effect of water-soluble copolymer of acrylamidomethylpropane-sulfonic acid salts according to aspects of the present invention is particularly useful in fluids for drilling near oil or gas-producing formations, this effect can also be utilized when drilling in areas other than near oil or gas formations. Thus, the viscosified drilling fluids containing water-soluble copolymers of acrylamidomethylpropane-sulfonic acid salts may also contain constituents different from water and salt solutions, such as filter loss-regulating solids in a sufficient amount to prevent loss of fluid to the formation.

Viskositetsgitte vandige saltløsningsf luider som inneholder vannløselige kopolymerer av akrylamidometylpropan-sulfonsyre-salter er følt å være nyttige i formasjoner som har en temperatur på minst 150°C (f.eks. 150-230°C). Slike temperaturer kan fore-komme i boredybder på minst 5000 m, f.eks. 5000-10000 m. Viscosity graded aqueous salt solution fluids containing water soluble copolymers of acrylamidomethylpropane sulfonic acid salts are felt to be useful in formations having a temperature of at least 150°C (eg 150-230°C). Such temperatures can occur in drilling depths of at least 5000 m, e.g. 5000-10000 m.

Borefluidene i henhold til foreliggende oppfinnelse inneholder fortrinnsvis ikke termisk ustabile polymere fortyknings-midler, så som stivelse, karboksymetylcellulose og modifiserte polyakrylater. The drilling fluids according to the present invention preferably do not contain thermally unstable polymeric thickeners, such as starch, carboxymethyl cellulose and modified polyacrylates.

Fluider i henhold til foreliggende oppfinnelse kan også anvendes som fullførings-, tetnings- og overhalings-fluider. "Fullførings-fluider" er slike som anvendes til å spyle poten-sielle formasjons-skadende materialer (spon, leire) bort fra borehullet før perforering. "Tetnings-fluider" blir etterlatt i ringen mellom brønnrør og ledning når kilden blit satt i pro-duksjon. "Overhalings-fluider", ofte klare løsninger, blir anvendt ved rensing og reparering av gamle kilder for å øke produktivi-teten . Fluids according to the present invention can also be used as completion, sealing and overhaul fluids. "Completion fluids" are those used to flush potential formation-damaging materials (chips, mud) away from the borehole before perforating. "Sealing fluids" are left in the annulus between the well pipe and the line when the well is put into production. "Overhauling fluids", often clear solutions, are used when cleaning and repairing old sources to increase productivity.

De viskositetsgitte fluider som er beskrevet her, kan anvendes ved forhøyede temperaturer, spesielt ved boreoperasjoner. Polymerer av typen HOE 2 8 25, d.v.s. slike som har akrylamid-enheter, er følt å være termisk stabile opptil 170°C. Polymerer av typen HOE 3118, d.v.s. slike som mangler akrylamid-enheter, menes å være termisk stabile opptil 200°C. Som tidligere nevnt kan polymerer av typen HOE 3118 som er ytterligere stabilisert med N-metyl-2-pyrrolidon, bli værende termisk stabile opptil 220°C. I motsetning til dette spaltes konvensjonelt anvendte viskositetsgjørende midler av cellulose-polymerer under 135°C. Saltløsninger som er beskrevet her er følgelig spesielt nyttige ved operasjoner hvor fluidet blir oppvarmet til temperaturer over 135°C. The viscosity-given fluids described here can be used at elevated temperatures, especially in drilling operations. Polymers of the type HOE 2 8 25, i.e. those having acrylamide units are felt to be thermally stable up to 170°C. Polymers of the type HOE 3118, i.e. those lacking acrylamide units are believed to be thermally stable up to 200°C. As previously mentioned, polymers of the type HOE 3118 which are further stabilized with N-methyl-2-pyrrolidone can remain thermally stable up to 220°C. In contrast, conventionally used viscosifying agents of cellulose polymers decompose below 135°C. Salt solutions described here are therefore particularly useful in operations where the fluid is heated to temperatures above 135°C.

Selv om vannløselige kopolymerer av akrylamidometylpropan-sulf onsyresalter/ saltløsningsf luider her først og fremst er blitt beskrevet med hensyn til deres anvendelse som fluider ved boreoperasjoner, så vil det forstås at disse fluider også kan være ganske nyttige på andre områder. Mer spesielt bør disse fluider være anvendbare ved et stort område av industriformål, Although water-soluble copolymers of acrylamidomethylpropane-sulfonic acid salts/salt solution fluids have been described here primarily with regard to their use as fluids in drilling operations, it will be understood that these fluids can also be quite useful in other areas. More particularly, these fluids should be applicable to a wide range of industrial purposes,

så som for eksempel ved bearbeidelse av mineraler fra salt-løsninger, ved fremstilling av spesielle belegninger, polymerer, fibrer og membraner, ved sammensetning av "syntetiske" vannba-serte pneumatiske fluider og nye smøremidler, og ved lett energi-omdannelse basert på varmetransport mellom konsentrerte og mindre konsentrerte saltløsnings-sjikt i bassenger. such as, for example, in the processing of minerals from salt solutions, in the production of special coatings, polymers, fibers and membranes, in the composition of "synthetic" water-based pneumatic fluids and new lubricants, and in light energy conversion based on heat transport between concentrated and less concentrated salt solution layers in pools.

Selv om de tidligere eksempler viste anvendelse av MP som et termisk stabilitetsøkende additiv, så er det en gruppe eller genus av slike additiver som kan anvendes. Although the previous examples showed the use of MP as a thermal stability-increasing additive, there is a group or genus of such additives that can be used.

Foreliggende oppfinnelse kan anvendes for fluider som inneholder termiske stabilitetsøkende additiver som inneholder én eller flere enheter av den følgende gruppe: The present invention can be used for fluids that contain thermal stability-increasing additives that contain one or more units of the following group:

i en enkelt eller flersyklisk struktur hvor R1 kan være enten in a single or polycyclic structure where R 1 can be either

N eller P, R 2 kan være H, alkyl, aryl, alkylaminer eller derivater av disse, og R 3kan være enten 0 eller S. Den nødvendige mengde av additiv for å øke termisk stabilitet, er betegnende forholdsvis lav, d.v.s. fra 0,1 til 5 vekt% av fluidet. Eksempler på slike additiver er angitt i tabell 4: N or P, R 2 can be H, alkyl, aryl, alkylamines or derivatives thereof, and R 3 can be either 0 or S. The required amount of additive to increase thermal stability is typically relatively low, i.e. from 0.1 to 5% by weight of the fluid. Examples of such additives are listed in table 4:

TERMISK STABILITETSØKENDE ADDITIVTHERMAL STABILITY-INCREASING ADDITIVE

Andre additiver kan eksemplifiseres med derivater av tiourinstoff, koffein og tymin, som kan inneholde polare solubiliserende grupper, så som S03~, N03~, OH, N, 0, COOH, estere og halogener. Other additives can be exemplified by derivatives of thiourea, caffeine and thymine, which may contain polar solubilizing groups, such as SO3~, NO3~, OH, N, O, COOH, esters and halogens.

Disse termisk stabiliserende additiver øker den termiske stabilitet fra en vinylsulfonat-amid-kopolymer, f.eks. HOE 3118, These thermally stabilizing additives increase the thermal stability of a vinylsulfonate-amide copolymer, e.g. HOE 3118,

i et tykt saltløsningsfluid med lavere doser enn foreslått i henhold til den kjente teknikk på området, og uten at det er nødvendig med komplekse kjemiske reaksjoner. Additivene er spesielt effektive for saltløsninger av CaCl- med en densitet på 1,34 g/cm 3 og NaBr med en densitet på 1,50 g/cm 3. Den effektive dose for det termisk stabilitetsøkende additiv ligger i området fra 0,5 til 5 vekt% av saltløsningsfluidet, og er fortrinnsvis 1 til 4 vekt%, og mest foretrukket 3 vekt% av salt-løsningsf luidet .. in a thick salt solution fluid with lower doses than proposed according to the known technique in the area, and without the need for complex chemical reactions. The additives are particularly effective for salt solutions of CaCl- with a density of 1.34 g/cm 3 and NaBr with a density of 1.50 g/cm 3. The effective dose for the thermal stability-increasing additive lies in the range from 0.5 to 5% by weight of the salt solution fluid, and is preferably 1 to 4% by weight, and most preferably 3% by weight of the salt solution fluid.

I tabell 5 er oppsummert 16 timers statiske aldringsforsøk med 3,2 vekt% av viskositetsøkeren HOE 3118 i CaC^ med en densitet på 1,34 g/cm<3>ved 220°C, og den viser at additivene 2-5 gir en betydelig økning av den termiske stabilitet for kopolymer-løsningene sammenlignet med sammenlignings-systemet (utførelse 1). Av tabell 5 kan det ses at additiv 2 ved 3 vekt% fullstendig stabiliserer kopolymeren i 5 timer. Additiv 3, ved 1 vekt%, beholder viskositeten til innen 17% etter oppvarming i 16 timer. Additiv 4, ved 3 vekt%, beholder viskositeten til innen 6% Table 5 summarizes 16 hour static aging tests with 3.2% by weight of the viscosity enhancer HOE 3118 in CaC^ with a density of 1.34 g/cm<3>at 220°C, and it shows that the additives 2-5 give a significant increase of the thermal stability of the copolymer solutions compared to the comparison system (design 1). From table 5 it can be seen that additive 2 at 3% by weight completely stabilizes the copolymer for 5 hours. Additive 3, at 1% by weight, retains the viscosity to within 17% after heating for 16 hours. Additive 4, at 3% by weight, maintains viscosity to within 6%

etter 8 timers oppvarming, hvilket er nær målefeilene (ca. 5-10%), og etter 16 timers oppvarming er nedsettelsen av viskositeten bare ca. halvparten av den som foregår uten additivet. after 8 hours of heating, which is close to the measurement errors (approx. 5-10%), and after 16 hours of heating, the reduction in viscosity is only approx. half of that which takes place without the additive.

Additivene 2, 3 og 4 øker viskositeten til over den til sammenligningssystemet 1 med 9-20%. Additiv 5 viser god termisk stabilisering i 16 timer, men øker ikke viskositeten. Den svake grumsethet er en angivelse av grense-løseligheten ved romtemperatur. Det er imidlertid antatt at dette additiv er løselig og ganske aktiv ved forhøyet temperatur, og at grumsetheten vil bli eliminert og/eller nedsatt med derivater som inneholder kortere amin-kjeder. Additives 2, 3 and 4 increase the viscosity to above that of the comparison system 1 by 9-20%. Additive 5 shows good thermal stabilization for 16 hours, but does not increase viscosity. The slight turbidity is an indication of the solubility limit at room temperature. However, it is assumed that this additive is soluble and quite active at elevated temperature, and that the turbidity will be eliminated and/or reduced with derivatives containing shorter amine chains.

Tilsetning av økende mengder av det termisk stabilitets-økende additiv til saltløsningen vil øke viskositeten, hvilket kan føre til omkostnings/ytelses-fordeler. Viskositeten øker når konsentrasjonen av additiv 2 øker, og konsentrasjonen av kalsiumklorid og deretter av HOE 3118 avtar. Det samme kan være tilfelle for additivene 3 og 4. Adding increasing amounts of the thermal stability-enhancing additive to the salt solution will increase the viscosity, which can lead to cost/performance benefits. The viscosity increases as the concentration of additive 2 increases, and the concentration of calcium chloride and then of HOE 3118 decreases. The same may be the case for additives 3 and 4.

Forsøksmetoden som fører til resultatene i tabell 5, ble anvendt ved de følgende forsøk. Tabell 6 viser et hydantoin (additiv 7) ved 3 vekt% er et mer effektivt additiv enn N-metyl- 2-pyrrolidon ved 9 vekt%, når det tilsettes til 5 vekt% HOE 3118 i NaBr-saltløsning med en densitet på 1,50 g/cm 3, og oppvarmet ved 220°C i perioder på opptil 16 timer. Hydantoin bunnfelles, som bemerket i tabell 5, i CaCl2-saltløsning ved oppvarmning, men beholder sin løselighet i NaBr. The test method that leads to the results in table 5 was used in the following tests. Table 6 shows a hydantoin (additive 7) at 3 wt% is a more effective additive than N-methyl-2-pyrrolidone at 9 wt%, when added to 5 wt% HOE 3118 in NaBr salt solution with a density of 1, 50 g/cm 3, and heated at 220°C for periods of up to 16 hours. Hydantoin precipitates, as noted in Table 5, in CaCl2 salt solution on heating, but retains its solubility in NaBr.

De vandige saltløsningsfluider i henhold til foreliggende oppfinnelse, sammen med de termisk stabilitetsøkende additiver som er beskrevet ovenfor, er nyttige i formasjoner som har temperaturer i omårdet fra 135 til 230°C, fortrinnsvis 150 til 220°C. The aqueous salt solution fluids according to the present invention, together with the thermal stability increasing additives described above, are useful in formations having temperatures in the range of 135 to 230°C, preferably 150 to 220°C.

Eksemplene gir informasjon og forskrifter for andre klare saltløsninger, polymerer og additiver for flerfunksjonene fluider med høy densitet for boring i dype kilder. Her er noen eksempler: økning av molekylvekt for å redusere polymer-innholdet og følgelig omkostninger; utvidelse av systemet for å inkludere andre høy-temperatur-stabile polymerer; valg av andre saltløsninger og blandinger av saltløsninger med høy densitet, f.eks. saltløsninger som inneholder LiCl, Cal2, Ca(SCN)2etc, med eller uten tilblanding av egnede solubiliserende overflate-aktive midler; og valg av polare og hydrokarbon-avledete løs-ningsmidler istedenfor vann. The examples provide information and regulations for other clear salt solutions, polymers and additives for multi-purpose, high-density fluids for drilling in deep wells. Here are some examples: increasing the molecular weight to reduce the polymer content and consequently costs; expanding the system to include other high-temperature stable polymers; selection of other salt solutions and mixtures of high-density salt solutions, e.g. salt solutions containing LiCl, Cal2, Ca(SCN)2etc, with or without the addition of suitable solubilizing surface-active agents; and choosing polar and hydrocarbon-derived solvents instead of water.

Claims

1. Method for increasing the viscosity of an aqueous salt-solution fluid, characterized in that it comprises mixing together with the salt-solution fluid a viscosity-increasing amount of one or more water-soluble copolymers of acrylamidomethylpropane-sulfonic acid salts which essentially consist of a randomized distribution of (a) 5 to 95% by weight of units of the formula

(b) 5 to 95% by weight of units of the formula

(c) 0 to 80% by weight of units of the formula

1 2 where R and R are the same or different and each is hydrogen, methyl or ethyl, and Xw is a cation.

2. Method according to claim 1, characterized in that the copolymer comprises (a) 5 to 95% by weight of units with the formula

(b) 5 to 95% by weight of units of the formula

3. Method according to claim 1 or 2, characterized in that the viscosity-given salt solution fluid comprises at least approx. 30% by weight of salt.

4. Method according to claim 3, characterized in that the viscosity-given salt solution fluid comprises at least 50% by weight of salt.

5. Method according to any one of claims 1 to 4, characterized in that the viscosity-increasing amount is sufficient to increase the viscosity by a factor of at least 4 at room temperature.

6. Method according to any one of claims 3 to 5, characterized in that the salt is selected from the group consisting of CaBr2 , NaBr, Kl, LiCl, CaCl2 , CaI2' Ca(SCN)2 and mixtures thereof.

7. Method according to claim 6, characterized in that the salt is sodium bromide.

8. Method according to any one of claims 1 to 7, characterized in that the viscosity-given salt solution fluid does not contain clay.

9. Method according to any one of claims 1 to 8, characterized in that the viscosity-given salt solution fluid is free of solids.

10. Method according to any one of claims 1 to 9, characterized in that 0.5 to 5% by weight of a stability-enhancing additive comprising at least one unit with the following formula

wherein R is N or P, R 2 is H, alkyl, aryl, alkylamine or derivatives thereof, and R<3> is 0 or S, added to the fluid.

11. Method according to claim 10, characterized in that the thermal stability-increasing additive is selected from the group consisting of N-methyl-2-pyrrolidone, 1-methyl-2-pyridone, DMPV, N-(N,N-dimethylamino)-propyl -2-pyrrolidone, N-methyl-caprolactam and hydantoin.

12. Method according to claim 10, characterized in that the thermal stability increasing additive is selected from the group consisting of thiourea, caffeine and thymine.

13. Method according to claim 12, characterized in that the derivatives contain polar solubilizing groups.

14 . Method according to claim 13, characterized in that the polar solubilizing groups are selected from the group consisting of SO-j-, N03-, 0H-, N-, -0-, C00H-, esters or halogens.

15. Aqueous salt solution fluid, characterized in that it is produced by a method according to any one of claims 1 to 14.

16. Method for drilling a borehole, characterized in that it comprises injecting a drilling fluid through the drill pipe into the borehole and recirculating the fluid to the surface in the annular area between the wall of the borehole and the drill string, whereby the fluid is heated to a maximum temperature of 135 to 230°C during use, and whereby the fluid comprises an aqueous salt solution fluid according to claim 15.