NO853365L - Fremgangsmaate for aa oeke viskositeten til en saltloesning for anvendelse ved broennboring. - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører saltløsningsfluider, spesielt borefluider som har høye saltkonsentrasjoner og som har fått øket viskositet med vannløselige kopolymerer av akrylamidometyl-propansulfonsyresalter.

Engelhardt et al. beskriver i U.S.-patentskrift

nr. 4 309 523 boreslam (d.v.s. borefluider som inneholder leire) inneholdende vannløselige kopolymerer av akrylamidometyl-propansulf onsyresalter og andre komponenter.

Under boring i en oljekilde blir et vanligvis vandig

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.

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-

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.

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-

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

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.

Nåværende borefluid-systemer med klare saltløsninger

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

bli tverrbundet og danne gel ved tider og temperaturer som kan forårsake forskjellige problemer ved boreoperasjoner.

Ved boring etter olje og gass i formasjoner som er rik

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.

Selv om det blir fremvist en polymer som er løselig i

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.

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

(b) 5 til 95 vekt% av enheter med formelen (c) 0 til 80 vekt% av enheter med formelen

1 2

hvor R og R er like eller forskjellige og hver er hydrogen, metyl eller etyl, og X er et kation.

Ved en-annen utførelse tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et borefluid dannet ved fremgangsmåten ovenfor.

Ved en annen utførelse tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for boring av et borehull ved anvendelse av ovennevnte borefluid.

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.

En foretrukket vannløselig kopolymer av akrylamidometyl-propansulf onsyresalter består vesentlig av en randomisert

fordeling av

(a) 5 til 95 vekt% av enheter med formelen

(b) 5 til 95 vekt% av enheter med formelen

1 2

hvor R og R er like eller forskjellige og hver er hydrogen, metyl eller etyl, og #er at kation.

Slike kopolymerer er beskrevet i det forannevnte U.S.-patentskrift nr. 4 309 523 og har fortrinnsvis en molekylvekt på minst 10.000.

Effektiviteten til polymerene anvendt i henhold til foreliggende oppfinnelse som strukturelle viskositets-byggere blir eksemplifisert med de følgende eksempler.

EKSEMPLER

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.

Tabell 1 oppsummerer 16 timers statiske aldringsforsøk

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

(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.

Tabell 3 beskriver 16 timers statiske aldringsforsøk

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.

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.

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,

er ennå ikke blitt helt bekreftet.

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.

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.

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.

J. , 13. juli 1981, s. 151; D. Acosta, ibid., 2. mars 1981, s. 83; og 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,

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.

Med de nåværendeøkende forsøk på å oppdage nye olje- og gass-avsetninger ved dyp-boring (under 3300 m) (se 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.

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.

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.

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.

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.

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.

Borefluidene i henhold til foreliggende oppfinnelse inneholder fortrinnsvis ikke termisk ustabile polymere fortyknings-midler, så som stivelse, karboksymetylcellulose og modifiserte polyakrylater.

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 .

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.

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,

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.

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.

Foreliggende oppfinnelse kan anvendes for fluider som inneholder termiske stabilitetsøkende additiver som inneholder én eller flere enheter av den følgende gruppe:

i en enkelt eller flersyklisk struktur hvor R1 kan være enten

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:

TERMISK STABILITETSØKENDE ADDITIV

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.

Disse termisk stabiliserende additiver øker den termiske stabilitet fra en vinylsulfonat-amid-kopolymer, f.eks. 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 ..

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%

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Claims (16)

1. Fremgangsmåte for å øke viskositeten til et vandig salt-løsningsf luid , karakterisert ved at den omfatter å blande sammen med saltløsningsfluidet en viskositets-økende mengde av én eller flere vannløselige kopolymerer av akrylamidometylpropan-sulfonsyresalter som i alt vesentlig består av en randomisert fordeling av(a) 5 til 95 vekt% av enheter med formelen

(b) 5 til 95 vekt% av enheter med formelen

(c) 0 til 80 vekt% av enheter med formelen

1 2 hvor R og R er like eller forskjellige og hver er hydrogen, metyl eller etyl, og Xw er et kation.

2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at kopolymeren omfatter(a) 5 til 95 vekt% av enheter med formelen

(b) 5 til 95 vekt% av enheter med formelen

3. Fremgangsmåte i henhold til krav 1 eller 2, karakterisert ved at det viskositetsgitte saltløsnings-fluid omfatter minst ca. 30 vekt% salt.

4. Fremgangsmåte i henhold til krav 3, karakterisert ved at det viskositetsgitte saltløsningsfluid omfatter minst 50 vekt% salt.

5. Fremgangsmåte i henhold til hvilket som helst av kravene 1 til 4, karakterisert ved at den viskositets-økende mengde er tilstrekkelig til å øke viskositeten med en faktor på minst 4 ved romtemperatur.

6. Fremgangsmåte i henhold til hvilket som helst av kravene 3 til 5, karakterisert ved at saltet velges fra gruppen bestående av CaBr2 , NaBr, Kl, LiCl, CaCl2 , CaI2' Ca(SCN)2 og blandinger derav.

7. Fremgangsmåte i henhold til krav 6, karakterisert ved at saltet er natriumbromid.

8. Fremgangsmåte i henhold til hvilket som helst av kravene 1 til 7, karakterisert ved at det viskositetsgitte saltløsningsfluid ikke inneholder leire.

9. Fremgangsmåte i henhold til hvilket som helst av kravene 1 til 8, karakterisert ved at det viskositetsgitte saltløsningsfluid er fritt for faststoffer.

10. Fremgangsmåte i henhold til hvilket som helst av kravene 1 til 9, karakterisert ved at 0,5 til 5 vekt% av et stabilitetsøkende additiv som omfatter minst én enhet med den følgende formel

hvori R er N eller P, R 2 er H, alkyl, aryl, alkylamin eller derivater av disse, og R <3> er 0 eller S, settes til fluidet.

11. Fremgangsmåte i henhold til krav 10, karakterisert ved at det termisk stabilitetsøkende additiv velges fra gruppen bestående av N-metyl-2-pyrrolidon, l-metyl-2-pyridon, DMPV, N-(N,N-dimetylamino)-propyl-2-pyrrolidon, N-metyl-kapro-laktam og hydantoin.

12. Fremgangsmåte i henhold til krav 10, karakterisert ved at det termisk stabilitetsøkende additiv velges fra gruppen bestående av tiourinstoff, koffein og tymin.

13. Fremgangsmåte i henhold til krav 12, karakterisert ved at derivatene inneholder polare solubiliserende grupper.

14 . Fremgangsmåte i henhold til krav 13, karakterisert ved at de polare solubiliserende grupper velges fra gruppen bestående av SO-j-, N03~ , 0H-, N-, -0-, C00H-, estere eller halogener.

15. Vandig saltløsningsfluid, karakterisert ved at det er fremstilt ved en fremgangsmåte i henhold til hvilket som helst av kravene 1 til 14.

16. Fremgangsmåte for boring av et borehull, karakterisert ved at den omfatter å sprøyte inn et borefluid gjennom borerøret i borehullet og resirkulere fluidet til overflaten i det ringformede område mellom veggen i borehullet og borestrengen, hvorved fluidet blir oppvarmet til en maksimal temperatur på 135 til 230°C under bruk, og hvorved fluidet omfatter et vandig saltløsningsfluid i henhold til krav 15.