NO341976B1

NO341976B1 - Treatment fluid with improved deposition barrier and method of using such fluid in underground formations

Info

Publication number: NO341976B1
Application number: NO20080572A
Authority: NO
Inventors: Arthur Youngson; Elaine Harrower; Colin Temple
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2005-07-15
Filing date: 2008-01-31
Publication date: 2018-03-05
Also published as: WO2007010212A1; NO20080572L; EP1907502A1

Abstract

Tilsetningsmiddel og behandlingsfluid med forbedret skiferhindrende evne samt fremgangsmåte ved bruk av samme i underjordiske operasjoner. Tilsetningsmidlene og behandlingsfluidene omfatter generelt en skiferhindrende komponent som omfatter en nanopartikkelkilde og/ eller en heterosyklisk forbindelse omfattende nitrogen, samt ett eller flere silikater. Behandlingsfluidet omfatter typisk også en vandig basisvæske.Additive and treatment fluid with improved shale prevention ability as well as method of using the same in underground operations. The additives and treatment fluids generally comprise a shale inhibiting component comprising a nanoparticle source and / or a heterocyclic compound comprising nitrogen, as well as one or more silicates. The treatment fluid typically also comprises an aqueous base fluid.

Description

Behandlingsfluid og fremgangsmåte Treatment fluid and method

Foreliggende oppfinnelse angår behandlingsfluider som er anvendelige i underjordiske operasjoner og mer spesifikt behandlingsfluider med forbedret hindring av skifernedbrytning, samt tilhørende fremgangsmåte ved bruk. The present invention relates to treatment fluids which are applicable in underground operations and more specifically treatment fluids with improved inhibition of shale degradation, as well as the associated method of use.

Bakgrunn Background

Et behandlingsfluid kan bli benyttet i en rekke underjordiske operasjoner. Slik det her benyttes menes med underjordiske operasjoner enhver operasjon som krever ytelse eller noen aksjon eller prosedyre under jordens overflate, inkludert, men er ikke begrenset til, aksjoner eller prosedyrer som utføres i forbindelse med utvinning av olje, gass og/ eller andre substanser fra en formasjon under jordens overflate. Slike underjordiske operasjoner inkluderer også, men er ikke begrenset til ”service line” og tunneloperasjoner. Slik det her benyttes, forutsetter ikke ”behandling” en spesifikk virkning av fluidet eller noen komponent av denne, men refererer i stedet til enhver bruk som er relatert til en underjordisk operasjon i forbindelse med en ønsket funksjon og/ eller for et ønsket formål. For eksempel kan et fluid bli brukt til å bore en brønn i en underjordisk formasjon eller for å komplettere en brønn i en underjordisk formasjon så vel som et antall andre formål. A treatment fluid can be used in a number of underground operations. As used herein, underground operations means any operation that requires performance or any action or procedure below the earth's surface, including, but not limited to, actions or procedures performed in connection with the extraction of oil, gas and/or other substances from a formation below the earth's surface. Such underground operations also include, but are not limited to, service line and tunnel operations. As used here, "treatment" does not presuppose a specific effect of the fluid or any component thereof, but instead refers to any use related to an underground operation in connection with a desired function and/or for a desired purpose. For example, a fluid may be used to drill a well in an underground formation or to complete a well in an underground formation as well as a number of other purposes.

Boreoperasjoner kan innebære et hvilket som helst antall forskjellige teknikker kjent og praktisert innen faget. På mest grunnleggende måte innebærer rotasjonsboring typisk å feste en borkrone på en nedre ende av en borestreng for å danne et boreverktøy og rotere borkronen sammen med borestrengen i en underjordisk formasjon for å lage en brønn gjennom hvilken formasjonsfluider kan bli utvunnet. I en annen fremgangsmåte for å bore kan et kveilrør bli brukt i stedet for et rør som skjøtes og borkronen kan bli rotert ved bruk av en motor nede i brønnen. En prosess for å bore en brønn krever typisk bruk av en borevæske. Borevæsker brukes typisk for å kjøle borkronen, smøre den roterende borestrengen for å hindre at den kjører seg fast i veggene av brønnen, hindre utblåsninger ved å påføre et hydrostatisk trykk som motvirker plutselig inntrengning i brønnen av formasjonsfluider under høyt trykk samt å fjerne borkaks fra brønnen. En borevæske brukt i forbindelse med boring av en brønn i en underjordisk formasjon kan være en hvilket som helst flytende substans (gass eller væske) eller en blanding av fluider og faststoffer (så som faste løsninger, blandinger og emulsjoner av væsker, gasser og faststoffer). Drilling operations may involve any number of different techniques known and practiced in the art. At its most basic, rotary drilling typically involves attaching a drill bit to a lower end of a drill string to form a drilling tool and rotating the drill bit along with the drill string in an underground formation to create a well through which formation fluids can be extracted. In another method of drilling, a coiled pipe can be used instead of a jointed pipe and the drill bit can be rotated using a motor down the well. A process for drilling a well typically requires the use of a drilling fluid. Drilling fluids are typically used to cool the drill bit, lubricate the rotating drill string to prevent it from sticking in the walls of the well, prevent blowouts by applying a hydrostatic pressure that counteracts the sudden intrusion of formation fluids under high pressure into the well, and to remove cuttings from the well . A drilling fluid used in connection with drilling a well in an underground formation can be any liquid substance (gas or liquid) or a mixture of fluids and solids (such as solid solutions, mixtures and emulsions of liquids, gases and solids) .

Ved boring av underjordiske brønner er det ikke uvanlig å treffe på forskjellige strata som omfatter reaktive skifere. Slik det her benyttes, menes med ”skifer” materialer som kan svelle eller øke i volum når det blir utsatt for vann. Eksempler på disse skifere er visse typer av leire (for eksempel bentonitt). Reaktive skifere kan være problematiske under boreoperasjoner blant annet fordi de har en tendens til å bli nedbrutt når de blir utsatt for vandige media så som vannbaserte borevæsker. Denne nedbrytningen som svelling er ett eksempel på, kan føre til uønskede borebetingelser og uønsket interferens med borevæsken. For eksempel kan nedbrytning av skiferen interferere med forsøk på å opprettholde integriteten til borkaks som beveger seg opp gjennom brønnen inntil de kan bli fjernet med utstyr for å fjerne faststoffer lokalisert ved overflaten. When drilling underground wells, it is not uncommon to encounter different strata that include reactive shale. As used here, "slate" refers to materials that can swell or increase in volume when exposed to water. Examples of these slates are certain types of clay (eg bentonite). Reactive shales can be problematic during drilling operations, among other things, because they tend to degrade when exposed to aqueous media such as water-based drilling fluids. This breakdown, of which swelling is one example, can lead to undesirable drilling conditions and unwanted interference with the drilling fluid. For example, degradation of the shale can interfere with attempts to maintain the integrity of cuttings moving up through the well until they can be removed with equipment to remove solids located at the surface.

Desintegrering av skifer kan også påvirke ”ekvivalent sirkulasjonstetthet” (ECD). ECD kan bli påvirket av faststoffinnholdet i borevæsken som kan øke hvis utstyret ved overflaten for å skille ut faststoff ikke er i stand til å fjerne skifer fra borevæsken. Plastisk viskositet (en indikator på størrelse og mengde av faststoffer) er en viktig parameter som påvirker borerate. Opprettholdelse av hensiktsmessig ECD er viktig ved boring av brønner hvor det finnes en smal toleranse for vekten av borevæsken som kreves for å kontrollere formasjonstrykket og vekten av borevæske som vil frakturere formasjonen. I slike tilfeller kan minimering av skifernedbrytning være ønskelig blant annet for å kontrollere viskositeten til borevæsken. Videre kan nedbrytning av borkaks forut for at de blir fjernet fra væsken ved overflaten, forlenge boretiden fordi skiferpartikler som beveger seg oppover i brønnen kan bli brutt ned til mindre og mindre partikler som kan eksponere nye overflatearealer av skiferpartikler til borevæsken og lede til ytterligere absorpsjon av vann og nedbrytning. Disintegration of shale can also affect "equivalent circulation density" (ECD). ECD can be affected by the solids content of the drilling fluid which can increase if surface solids separation equipment is unable to remove shale from the drilling fluid. Plastic viscosity (an indicator of the size and amount of solids) is an important parameter that affects drilling rate. Maintaining appropriate ECD is important when drilling wells where there is a narrow tolerance for the weight of drilling fluid required to control formation pressure and the weight of drilling fluid that will fracture the formation. In such cases, minimizing shale degradation may be desirable, among other things, to control the viscosity of the drilling fluid. Furthermore, breaking down drilling cuttings prior to their removal from the fluid at the surface can extend the drilling time because shale particles moving up the well can be broken down into smaller and smaller particles which can expose new surface areas of shale particles to the drilling fluid and lead to further absorption of water and decomposition.

Skifernedbrytning kan vesentlig redusere stabiliteten av brønnen, hvilket kan føre til irregulariteter i diameteren av brønnen, for eksempel kan diameteren i enkelte området av brønnen være enten mindre enn eller større enn hva som er ønskelig. I et ekstremt tilfelle kan skifernedbrytning redusere stabiliteten av en brønn i en slik grad at brønnen kollapser. Nedbrytning av skifer kan også avbryte sirkulasjon av borevæske, føre til større friksjon mellom borestreng og brønn og/ eller forårsake borestrengen å kjøre seg fast i brønnen. I henhold til dette kan komplikasjoner forbundet med skifersvelling under boring vesentlig øke tid og kostnader ved boring. Shale degradation can significantly reduce the stability of the well, which can lead to irregularities in the diameter of the well, for example the diameter in certain areas of the well can be either smaller than or larger than what is desired. In an extreme case, shale degradation can reduce the stability of a well to such an extent that the well collapses. Breakdown of shale can also interrupt the circulation of drilling fluid, lead to greater friction between the drill string and the well and/or cause the drill string to get stuck in the well. According to this, complications associated with shale swelling during drilling can significantly increase the time and costs of drilling.

En tradisjonell fremgangsmåte for å hindre skifersvelling under boring for å forsøke å minimere slike komplikasjoner har vært å bruke en oljebasert borevæske i stedet for en vannbasert borevæske. Imidlertid har miljømessige reguleringer som er vedtatt i menge land begrenset bruk av oljebaserte borevæsker. A traditional method of preventing shale swelling during drilling to try to minimize such complications has been to use an oil-based drilling fluid instead of a water-based drilling fluid. However, environmental regulations that have been adopted in many countries have limited the use of oil-based drilling fluids.

En annen konvensjonell teknikk som benyttes for å motvirke tilbøyelighet som vannbaserte borevæsker har til å påvirke reaktive skifere i en formasjon, innebærer å tilsette en ”skiferhindrende komponent” til den vandige borevæsken. Slik det her benyttes menes med ”skiferhindrende komponent” en forbindelse som viser en tilbøyelighet til å hindre skifers tendens til å absorbere vann. Amfotere materialer (det vil si substanser som kan oppvise både sure og/ eller alkaliske egenskaper) er en type vannbaserte skiferinhibitorer som har blitt tidligere benyttet. Amfotere materialer er blitt antatt å feste seg til skifersubstratet og derved hindre vann å trenge inn. Imidlertid kan amfotere materialer være miljømessig uønsket spesielt i tungt regulerte områder, siden de typisk viser lav biologisk nedbrytbarhet og høy toksisitet. Kaliumklorid er en annen konvensjonell skiferhindrende komponent. Til tross for at kaliumklorid er mye brukt som en skiferhindrende komponent i Nordsjøen, er det ansett bare å være moderat effektivt med hensyn til å hindre skifersvelling. Videre kan kaliumklorid være miljømessig skadelig i andre områder av verden, for eksempel i regioner så som rundt Mexico-gulfen, siden konsentrasjoner av kaliumklorid kan skade visse typer av det marine liv. Kaliumklorid er også uønsket i regioner som Midtøsten hvor brønner blir boret i nærhet av vannførende sjikt som følge av bekymring for at kaliumklorid skal forurense slike vannførende sjikt. Polyglykoler er også blitt brukt som skiferhindrende midler i vannbaserte borevæsker, men har ikke vist tilstrekkelige hindrende nivåer. Delvis hydrolyserte polyakrylamider (PHPA) er også blitt brukt mange regioner, men disse er blitt funnet å ha uønskede egenskaper i visse tilfeller. Another conventional technique used to counteract the propensity of water-based drilling fluids to affect reactive shales in a formation involves adding a "shale-inhibiting component" to the aqueous drilling fluid. As used here, "shale-preventing component" means a compound that shows a tendency to prevent slate's tendency to absorb water. Amphoteric materials (that is, substances that can exhibit both acidic and/or alkaline properties) are a type of water-based shale inhibitors that have been used in the past. Amphoteric materials are thought to adhere to the shale substrate and thereby prevent water from penetrating. However, amphoteric materials can be environmentally undesirable especially in heavily regulated areas, since they typically exhibit low biodegradability and high toxicity. Potassium chloride is another conventional anti-slate component. Despite the fact that potassium chloride is widely used as an anti-shale component in the North Sea, it is considered to be only moderately effective in preventing shale swelling. Furthermore, potassium chloride can be environmentally harmful in other areas of the world, such as in regions such as around the Gulf of Mexico, since concentrations of potassium chloride can harm certain types of marine life. Potassium chloride is also undesirable in regions such as the Middle East where wells are drilled near aquifers due to concerns that potassium chloride will contaminate such aquifers. Polyglycols have also been used as shale inhibiting agents in water-based drilling fluids, but have not shown sufficient inhibiting levels. Partially hydrolyzed polyacrylamides (PHPA) have also been used in many regions, but these have been found to have undesirable properties in certain cases.

US 2004/0235674 A1 beskriver bruk av nitrogeninneholdende skiferinhibitor i borefluider og fremgangsmåter for å behandle en brønn i en underjordisk formasjon. Et eksempel på en slik skiferinhibitor er kryssbundet polyvinylpyrrolidon. US 2004/0235674 A1 describes the use of nitrogen-containing shale inhibitor in drilling fluids and methods for treating a well in an underground formation. An example of such a slate inhibitor is cross-linked polyvinylpyrrolidone.

US 2004/0204323 A1 relaterer seg til samme tema og omhandler vannbaserte fluider som inneholder skiferinhiberende midler i form av en nanopartikkelkilde samt fremgangsmåte for anvendelse av samme ved boring av brønner i underjordiske formasjoner. Nanopartikkelkilden kan omfatte polyvinylpyrrolidon. US 2004/0204323 A1 relates to the same topic and deals with water-based fluids containing shale-inhibiting agents in the form of a nanoparticle source as well as a method for using the same when drilling wells in underground formations. The nanoparticle source may comprise polyvinylpyrrolidone.

Borevæsker inneholdende silikater er blitt benyttet innen faget for å håndtere skiferreaktivitet i vannbaserte borevæsker. Imidlertid tilveiebringer ikke silikater ønsket smøreevne (det vil si evnene til å smøre utstyr benyttet ved boreoperasjoner) ved underjordiske boreoperasjoner, heller ikke reduserer de effektivt akkumulering av skifer på utstyr som kommer i kontakt med slike skifere som opptrer i en brønn. Borevæsker inneholdende nanopartikler er også brukt innen faget for å håndtere skiferreaktivitet med vannbaserte borevæsker, blant annet for å tilveiebringe smøreevne og hindre ansamling av skifer på boreutstyr. Imidlertid gir ikke disse nanopartikler generelt øket hardhet til skiferen, en egenskap som kunne støtte fjerning av skiferpartikler fra brønnen og/ eller sirkulerende borevæske. Drilling fluids containing silicates have been used in the field to manage shale reactivity in water-based drilling fluids. However, silicates do not provide the desired lubricity (that is, the ability to lubricate equipment used in drilling operations) in underground drilling operations, nor do they effectively reduce the accumulation of shale on equipment that comes into contact with such shale occurring in a well. Drilling fluids containing nanoparticles are also used in the field to manage shale reactivity with water-based drilling fluids, among other things to provide lubrication and prevent the accumulation of shale on drilling equipment. However, these nanoparticles do not generally provide increased hardness to the shale, a property that could support the removal of shale particles from the well and/or circulating drilling fluid.

Kort om foreliggende oppfinnelse Brief about the present invention

Foreliggende oppfinnelse angår fluider og blandinger som er anvendelige i underjordiske operasjoner og mer spesifikt tilsetningsmidler og behandlingsfluider med forbedret ”skiferhindrende” virkning (hindre nedbrytning av skifer) samt tilhørende fremgangsmåte for bruk av samme. The present invention relates to fluids and mixtures which are applicable in underground operations and more specifically to additives and treatment fluids with improved "shale prevention" effect (preventing the breakdown of shale) as well as the associated method for using the same.

I henhold til et første aspekt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte som definert i patentkrav 1. According to a first aspect, the present invention provides a method as defined in patent claim 1.

I henhold til et annet aspekt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et behandlingsfluid som angitt i patentkrav 10. According to another aspect, the present invention provides a treatment fluid as stated in patent claim 10.

Trekkene og fordelene ved foreliggende oppfinnelse vil bli åpenbare for person med fagkunnskap på området. Det kan gjøres et antall endringer av personer med fagkunnskap på området innen ånden av foreliggende oppfinnelse. The features and advantages of the present invention will be obvious to a person skilled in the art. A number of changes can be made by persons skilled in the field within the spirit of the present invention.

Beskrivelse av foretrukne utførelsesformer Description of preferred embodiments

Foreliggende oppfinnelse angår fluider og blandinger som er anvendelige i underjordiske operasjoner og mer spesifikt tilsetningsmidler og behandlingsfluidet med forbedre skiferhindrende evne samt fremgangsmåte for deres bruk. The present invention relates to fluids and mixtures which are applicable in underground operations and more specifically additives and the treatment fluid with improved shale-preventing ability as well as methods for their use.

Tilsetningsmidlene og behandlingsfluidene ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter generelt en skiferhindrende komponent og ett eller flere silikater. De skiferhindrende komponenter som benyttes i foreliggende oppfinnelse, omfatter en nanopartikkelkilde som inneholder polyvinylpyrrolidon. Den skiferhindrende komponent og silikater kan tilveiebringe forbedrede skiferhindrende egenskaper i brønner omfattende skifer og/ eller målbart forbedre smøreevnen av behandlingsfluidene som de blir tilsatt. Som et resultat kan det bli behov for reduserte mengder smøremidler, viskositetsøkende midler og andre tilsetningsmidler i behandlingsfluider samt ved fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. The additives and treatment fluids according to the present invention generally comprise a slate-preventing component and one or more silicates. The slate-preventing components used in the present invention comprise a nanoparticle source containing polyvinylpyrrolidone. The anti-shale component and silicates can provide improved anti-shale properties in wells comprising shale and/or measurably improve the lubricity of the treatment fluids to which they are added. As a result, there may be a need for reduced amounts of lubricants, viscosity-increasing agents and other additives in treatment fluids as well as in the method according to the present invention.

Slikk det her benyttes menes med nanopartikkelkilde enhver substans som omfatter et polymert materiale omfattende i det minste et antall nanopartikler med diameter i minst en dimensjon i området fra 1 til omtrent 1000 nanometer. Ved visse utførelsesformer omfatter i det minste en del av nanopartikkelkilden nanopartikler med en gjennomsnittlig partikkelstørrelse mindre enn omtrent 400 nanometer. Et eksempel på en egnet nanopartikkelkilde omfattende polyvinylpyrrolidon er kommersielt tilgjengelig under handelsnavnet VIVIPRINT 540 fra International Specialty Products of Wayne, New Jersey. På informasjon og antagelse omfatter VIVIPRINT 540 vann og omtrent 11 vekt-% kryssbundet polyvinylpyrrolidon, og minst en del av polyvinylpyrrolidonet er i form av nanopartikler. I visse utførelsesformer kan nanopartikkelkilden omfatte en kombinasjon av polymere materialer. For eksempel kan nanopartikkelkilden omfatte kryssbundet polyvinylpyrrolidon og emulsjonspolymeriserte kopolymere av 1,3 butadien og styren. As used here, nanoparticle source means any substance that comprises a polymeric material comprising at least a number of nanoparticles with a diameter in at least one dimension in the range from 1 to approximately 1000 nanometers. In certain embodiments, at least a portion of the nanoparticle source comprises nanoparticles with an average particle size of less than about 400 nanometers. An example of a suitable nanoparticle source comprising polyvinylpyrrolidone is commercially available under the trade name VIVIPRINT 540 from International Specialty Products of Wayne, New Jersey. On information and assumption, VIVIPRINT 540 comprises water and approximately 11% by weight of cross-linked polyvinylpyrrolidone, and at least part of the polyvinylpyrrolidone is in the form of nanoparticles. In certain embodiments, the nanoparticle source may comprise a combination of polymeric materials. For example, the nanoparticle source may comprise crosslinked polyvinylpyrrolidone and emulsion polymerized copolymers of 1,3 butadiene and styrene.

Slik det her benyttes, refererer ”heterosyklisk forbindelse omfattende nitrogen” til enhver forbindelse hvis molekyler har en ringstruktur hvor minst én av atomene i ringen er et nitrogenatom. Et eksempel på en egnet kilde av polyvinylpyrrolidon er kommersielt tilgjengelig under handelsnavnet VIVIPRINT 540 fra International Specialty Products av Wayne, New Jersey. På informasjon og antakelse omfatter VIVIPRINT 540 vann og omtrent 11 vekt-% kryssbundet polyvinylpyrrolidon. As used herein, "heterocyclic compound comprising nitrogen" refers to any compound whose molecules have a ring structure in which at least one of the atoms in the ring is a nitrogen atom. An example of a suitable source of polyvinylpyrrolidone is commercially available under the tradename VIVIPRINT 540 from International Specialty Products of Wayne, New Jersey. Based on information and assumption, VIVIPRINT 540 comprises water and approximately 11% by weight of cross-linked polyvinylpyrrolidone.

Eksempler på silikater egnet til bruk i tilsetningsmidlene og behandlingsfluidene ifølge foreliggende oppfinnelse inkluderer, men er ikke begrenset til, natriumsilikat og kaliumsilikat. Visse silikater kan være inkompatible med tilsetningsmidlene, behandlingsfluider eller fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for en gitt applikasjon. For eksempel kan høyere konsentrasjoner av natriumsilikater ha uønskede effekter på den underjordiske formasjon i en gitt operasjon. I visse tilfeller kan fluider forurenset med karbondioksid, sure gasser (for eksempel hydrogensulfid) eller Zechstein laker (for eksempel magnesiumklorid laker) være inkompatible med visse typer av silikater. En person med fagkunnskap på området vil med støtte i denne beskrivelse gjenkjenne tilfeller hvor visse silikater ville være inkompatible med de fluider som benyttes og/ eller omstendigheter til stede i en gitt underjordisk operasjon. Examples of silicates suitable for use in the additives and treatment fluids according to the present invention include, but are not limited to, sodium silicate and potassium silicate. Certain silicates may be incompatible with the additives, treatment fluids or process of the invention for a given application. For example, higher concentrations of sodium silicates can have undesirable effects on the underground formation in a given operation. In certain cases, fluids contaminated with carbon dioxide, acid gases (for example hydrogen sulphide) or Zechstein lacquers (for example magnesium chloride lacquers) may be incompatible with certain types of silicates. A person with specialist knowledge in the area will, with the support of this description, recognize cases where certain silicates would be incompatible with the fluids used and/or circumstances present in a given underground operation.

Behandlingsfluidene ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter generelt en vandig basisvæske, en skiferhindrende komponent som omfatter en nanopartikkelkilde som omfatter polyvinylpyrrolidon og ett eller flere silikater. Behandlingsfluidet ifølge foreliggende oppfinnelse kan omfatte en borevæske. Ved visse utførelsesformer kan behandlingsfluidene ifølge foreliggende oppfinnelse ha en tetthet i området fra omtrent 0,84 kg/l til omtrent 2,6 kg/l. The treatment fluids according to the present invention generally comprise an aqueous base fluid, a scale-preventing component comprising a nanoparticle source comprising polyvinylpyrrolidone and one or more silicates. The treatment fluid according to the present invention may comprise a drilling fluid. In certain embodiments, the treatment fluids according to the present invention may have a density in the range from approximately 0.84 kg/l to approximately 2.6 kg/l.

Den vandige basisvæske i behandlingsfluidet ifølge foreliggende oppfinnelse kan omfatte ferskvann, saltvann (for eksempel vann inneholdende ett eller flere oppløste salter), lake, sjøvann eller en kombinasjon av de nevnte. En person med fagkunnskap på området vil med støtte i denne beskrivelse kunne slutte seg til hvilken type av vandig basisvæske som er hensiktsmessig for en gitt applikasjon. The aqueous base fluid in the treatment fluid according to the present invention may comprise fresh water, salt water (for example water containing one or more dissolved salts), brine, sea water or a combination of the aforementioned. A person with specialist knowledge in the area will, with the support of this description, be able to conclude which type of aqueous base fluid is appropriate for a given application.

Generelt er den skiferhindrende komponent til stede i behandlingsfluidet og fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse i en mengde i området fra omtrent 0,5 til omtrent 10 vol-% av behandlingsfluidet. I visse utførelsesformer kan den skiferhindrende komponent være til stede i behandlingsfluidet og ved fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse i en mengde i området fra omtrent 2,5 til omtrent 6 vol-% av behandlingsfluidet. Generelt er silikatene til stede i behandlingsfluidet og fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse i en mengde i området fra omtrent 0,5 til omtrent 15 vol-% av behandlingsfluidet. I visse utførelsesformer kan silikatene være til stede i behandlingsfluidet og fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse i en mengde i området fra omtrent 2,5 til omtrent 6 vol-% av behandlingsfluidet. En person med fagkunnskap på området vil med støtte i denne beskrivelse kunne slutte seg til hensiktsmessige mengder av silikater og skiferhindrende komponent for en gitt applikasjon, i avhengighet av blant annet reaktiviteten i den underjordiske formasjon og/ eller den spesifikke type av skifer som påtreffes. In general, the anti-scaling component is present in the treatment fluid and the method of the present invention in an amount in the range of from about 0.5 to about 10% by volume of the treatment fluid. In certain embodiments, the scale-preventing component may be present in the treatment fluid and in the method of the present invention in an amount in the range of from about 2.5 to about 6% by volume of the treatment fluid. In general, the silicates are present in the treatment fluid and the method according to the present invention in an amount in the range from about 0.5 to about 15% by volume of the treatment fluid. In certain embodiments, the silicates may be present in the treatment fluid and the method of the present invention in an amount ranging from about 2.5 to about 6% by volume of the treatment fluid. A person with specialist knowledge in the area will, with the support of this description, be able to agree on appropriate amounts of silicates and shale-preventing component for a given application, depending on, among other things, the reactivity in the underground formation and/or the specific type of shale encountered.

Behandlingsfluidet og fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse kan bli benyttet i underjordiske operasjoner omfattende temperaturer opp til omtrent 205 °C som følge av blant annet deres temperaturstabilitet over et bredt temperaturområde. The treatment fluid and the method according to the present invention can be used in underground operations involving temperatures up to approximately 205 °C as a result of, among other things, their temperature stability over a wide temperature range.

Eventuelt kan behandlingsfluidene ifølge foreliggende oppfinnelse inneholde ett eller flere salter, blant annet for å tilveiebringe ønsket tetthet til behandlingsfluidet. En person med fagkunnskap på området vil med støtte i denne beskrivelse kunne slutte seg til behovet for forsiktighet når det gjelder å kombinere et salt med et behandlingsfluid for bruk i visse regioner av verden hvor slik bruk av et salt kan være gjenstand for miljømessige restriksjoner. En person med fagkunnskap på området vil også kunne slutte seg til når det er ønskelig å bruke en lake med større tetthet i stedet for et vektøkende faststoff. Når bruk av salt er tillatelig kan en rekke salter bli benyttet. Eksempler på slike salter inkluderer, men er ikke begrenset til, kaliumklorid, natriumklorid, kaliumformiat, kaliumkarbonat, kalsiumklorid og kalsiumbromid. I visse utførelsesformer kan en blanding av egnede salter bli benyttet. I visse utførelsesformer kan saltene være til stede i behandlingsfluidet ifølge foreliggende oppfinnelse i en mengde i området fra omtrent 2,3 kg/ fat til omtrent metningsgrensen for behandlingsfluidet. Optionally, the treatment fluids according to the present invention may contain one or more salts, among other things to provide the desired density to the treatment fluid. A person skilled in the art would, with the support of this disclosure, be able to agree with the need for caution when combining a salt with a treatment fluid for use in certain regions of the world where such use of a salt may be subject to environmental restrictions. A person with specialist knowledge in the area will also be able to agree when it is desirable to use a lacquer with greater density instead of a weight-increasing solid. When the use of salt is permissible, a variety of salts can be used. Examples of such salts include, but are not limited to, potassium chloride, sodium chloride, potassium formate, potassium carbonate, calcium chloride, and calcium bromide. In certain embodiments, a mixture of suitable salts may be used. In certain embodiments, the salts may be present in the treatment fluid according to the present invention in an amount in the range from about 2.3 kg/barrel to about the saturation limit of the treatment fluid.

Andre tilsetningsmidler egnet for bruk i underjordiske operasjoner kan også være til stede i behandlingsfluidet ifølge foreliggende oppfinnelse om så ønskes, inkludert blant annet skumdempende midler, biocider, brodannende midler, korrosjonsinhibitorer, dispergeringsmidler, flokkulanter, fluidtapsreduserende midler, skumdannere, skumfjernere, gasser, H2S fangere, CO2fangere, oksygenfangere, avleiringshindrende midler, smøremidler, viskositetsøkende midler, vektøkende midler og lignende. En person med fagkunnskap på området vil med støtte i denne beskrivelse være i stand til å bestemme om noen av disse tilsetningsmidler er ønskelige for en gitt applikasjon, så vel som den hensiktsmessige mengde å inkludere av slike tilsetningsmidler. Other additives suitable for use in underground operations may also be present in the treatment fluid according to the present invention if desired, including but not limited to antifoam agents, biocides, bridging agents, corrosion inhibitors, dispersants, flocculants, fluid loss reducing agents, foam formers, defoamers, gases, H2S scavengers , CO2 scavengers, oxygen scavengers, anti-fouling agents, lubricants, viscosity-increasing agents, weight-increasing agents and the like. A person skilled in the art will, with the help of this description, be able to determine whether any of these additives are desirable for a given application, as well as the appropriate amount to include of such additives.

Den skiferhindrende komponent og silikatene kan bli tilsatt til behandlingsfluidet individuelt eller som et forblandet tilsetningsmiddel som omfatter den skiferhindrende komponent og/ eller ett eller flere silikater så vel som andre eventuelle komponenter. Den skiferhindrende komponent og/ eller silikatene kan bli tilsatt til behandlingsfluidet før, under eller etter at behandlingsfluidet er blitt plassert i den underjordiske formasjon. The scale-preventing component and the silicates can be added to the treatment fluid individually or as a premixed additive comprising the scale-preventing component and/or one or more silicates as well as other possible components. The shale preventing component and/or the silicates can be added to the treatment fluid before, during or after the treatment fluid has been placed in the underground formation.

Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse kan bli benyttet i en rekke underjordiske operasjoner som innebærer underjordisk boring. Eksempler på egnede underjordiske boreoperasjoner inkluderer, men er ikke begrenset til, boring av vannbrønner, boring av olje/ gass brønner, hjelpeboring, tunnelboring, konstruksjon/ installasjon av underjordiske rørledninger og serviceledninger og lignende. Slike underjordiske boreoperasjoner kan bli benyttet blant annet til å bore en brønn i en underjordisk formasjon eller for å stimulere produksjonen av fluider fra en underjordisk formasjon så vel som et antall andre grunner. Ved boring av en brønn som penetrerer en underjordisk formasjon, kan en borevæske bli plassert i kontakt med en borkrone og en underjordisk formasjon. Borevæsken kan omfatte den skiferhindrende komponent og/ eller ett eller flere silikater før den blir innført i brønnen. Den skiferhindrende komponent og/ eller silikater kan også bli tilsatt til en borevæske som omfatter en vandig basisvæske allerede til stede i brønnen. The method according to the present invention can be used in a number of underground operations which involve underground drilling. Examples of suitable underground drilling operations include, but are not limited to, drilling of water wells, drilling of oil/gas wells, auxiliary drilling, tunnel drilling, construction/installation of underground pipelines and service lines and the like. Such underground drilling operations may be used, among other things, to drill a well in an underground formation or to stimulate the production of fluids from an underground formation as well as for a number of other reasons. When drilling a well that penetrates an underground formation, a drilling fluid may be placed in contact with a drill bit and an underground formation. The drilling fluid may comprise the shale-preventing component and/or one or more silicates before it is introduced into the well. The shale-preventing component and/or silicates can also be added to a drilling fluid that comprises an aqueous base fluid already present in the well.

De følgende eksempler av visse aspekter av visse utførelsesformer er gitt for å støtte forståelsen av foreliggende oppfinnelse. The following examples of certain aspects of certain embodiments are provided to aid the understanding of the present invention.

Eksempel 1 Example 1

En test på skifergjenvinning ble utført på to prøver av forskjellige behandlingsfluider ifølge foreliggende oppfinnelse for å bestemme hvorvidt disse behandlingsfluider oppviste hindrende egenskaper på prøver av London leire. Testen hadde til formål å etterape eksponering av borkaks for en borevæske under transport til overflaten gjennom ringrommet av en brønn. A shale recovery test was performed on two samples of different treatment fluids according to the present invention to determine whether these treatment fluids exhibited inhibitory properties on samples of London clay. The purpose of the test was to simulate the exposure of drill cuttings to a drilling fluid during transport to the surface through the annulus of a well.

En prøve av tørket London leire ble malt og siktet gjennom en 4 mm sikt og samlet på en 2 mm sikt. Malte partikler som passerte gjennom 4 mm sikten, men ble samlet på 2 mm sikten, det vil si leirepartikler som var mindre enn 4 mm, men større enn 2 mm, ble valgt for denne spesielle testen. For hver fluid som skulle testes ble en prøve på 20 gram av den utvalgte partikler av leire veid og valgt. A sample of dried London clay was ground and sieved through a 4 mm sieve and collected on a 2 mm sieve. Ground particles that passed through the 4 mm sieve but were collected on the 2 mm sieve, i.e. clay particles smaller than 4 mm but larger than 2 mm, were selected for this particular test. For each fluid to be tested, a 20 gram sample of the selected clay particles was weighed and selected.

Deretter ble omtrent 350 ml av hvert fluid som skulle testes, helt opp i en flaske. De 20 gram av størrelsesvalgt leire ble tilsatt fluidet og flasken ble kapslet og ristet for å sikre jevn fordeling. Prøven ble så satt i en ovn og varmrullet ved 71 °C i 16 timer. Når denne 16 timers perioden var over ble prøven kjølt til romtemperatur. Then approximately 350 ml of each fluid to be tested was poured into a bottle. The 20 grams of size-selected clay was added to the fluid and the bottle was capped and shaken to ensure even distribution. The sample was then placed in an oven and hot-rolled at 71°C for 16 hours. When this 16-hour period was over, the sample was cooled to room temperature.

Deretter ble en stor mengde av omtrent 20 ppb kaliumkloridløsning tilberedt. Innholdet av prøven i flasken ble helt på en 500 mikrometer sikt. Flaskens innside ble omhyggelig renset med kaliumkloridløsning og helt en gang til på den 500 mikrometer sikt. Flasken ble renset gjentatte ganger og tømt inntil all leire var fjernet fra flasken. Then a large quantity of approximately 20 ppb potassium chloride solution was prepared. The contents of the sample in the bottle were poured onto a 500 micrometer sieve. The inside of the bottle was carefully cleaned with potassium chloride solution and poured once more through the 500 micrometer sieve. The bottle was repeatedly cleaned and emptied until all clay was removed from the bottle.

Deretter ble leiren holdt tilbake på 500 mikrometer sikten omhyggelig vasket med kaliumkloridløsningen. Spesielt ble det lagt vekt på å sikre at intet av prøven ble spilt over kanten av sikten. De vaskede leirepartikler ble så vasket med vann for å fjerne eventuelle frester av kaliumkloridløsning. En ren, tørr bit av ikke-absorberende papir ble lagt på en flat overflate og 500 mikrometer sikten ble snudd opp ned over denne. Sikten ble forsiktig banket for å fjerne de vaskede leirepartikler. En børste ble brukt for å fjerne eventuelle partikler av leire festet til sikten. Then the clay was retained on the 500 micrometer sieve carefully washed with the potassium chloride solution. In particular, emphasis was placed on ensuring that none of the sample was spilled over the edge of the sieve. The washed clay particles were then washed with water to remove any traces of potassium chloride solution. A clean, dry piece of non-absorbent paper was placed on a flat surface and the 500 micrometer sieve was turned upside down over it. The sieve was gently tapped to remove the washed clay particles. A brush was used to remove any particles of clay attached to the sieve.

Prøven ble så plassert en på forhånd veid Petriskål og overført til en forvarmet ovn ved 121 °C for å tørke inntil konstant vekt. Etter å ha tørket ble leireprøven veid. Prosentvis gjenvinning av leire for hver test ble så bestemt ved følgende beregning: The sample was then placed in a pre-weighed Petri dish and transferred to a preheated oven at 121 °C to dry to constant weight. After drying, the clay sample was weighed. The percent recovery of clay for each test was then determined by the following calculation:

Vekt i gram av leire gjenvunnet Weight in grams of clay recovered

Prosent leire gjenvunnet = --------------------------------------------- x 100 Percent clay recovered = ------------------------------------------- x 100

20 gram 20 grams

hvor de 20 gram i nevneren refererer til vekten av den opprinnelige leireprøve. where the 20 grams in the denominator refers to the weight of the original clay sample.

Tabell 1 lister den prosentvise gjenvinning av leire for hvert av fluidene testet. Table 1 lists the percentage recovery of clay for each of the fluids tested.

Tabell 1 Table 1

Fluidprøve nr.1 er et behandlingsfluid ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende en vandig løsning av vann, 3% v/v polyvinylpyrrolidon omfattende nanopartikler og 4 % v/v kaliumsilikat. Fluidprøve nr.2 er et behandlingsfluid ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende en vandig løsning av vann, 2 % v/v polyvinylpyrrolidon omfattende nanopartikler og 4 % v/v kaliumsilikat. Fluid sample no. 1 is a treatment fluid according to the present invention comprising an aqueous solution of water, 3% v/v polyvinylpyrrolidone comprising nanoparticles and 4% v/v potassium silicate. Fluid sample no. 2 is a treatment fluid according to the present invention comprising an aqueous solution of water, 2% v/v polyvinylpyrrolidone comprising nanoparticles and 4% v/v potassium silicate.

Leire(skifer)gjenvinning av hver av prøvene av behandlingsfluid ifølge foreliggende oppfinnelse var 100 %. Eksempel 1 illustrerer blant annet at behandlingsfluidene ifølge foreliggende oppfinnelse viser god skiferhindrende evne. Clay (shale) recovery of each of the samples of treatment fluid according to the present invention was 100%. Example 1 illustrates, among other things, that the treatment fluids according to the present invention show good slate-preventing ability.

Eksempel 2 Example 2

En bulk hardhetstest ble utført på prøver av forskjellige behandlingsfluider ved bruk av London leire. Denne testen hadde til formål å etterligne eksponering av borkaks for en borevæske under transport til overflaten gjennom et ringrom i en brønn. A bulk hardness test was performed on samples of different treatment fluids using London clay. The purpose of this test was to simulate the exposure of drill cuttings to a drilling fluid during transport to the surface through an annulus in a well.

En prøve av tørket Londonleire ble malt og siktet gjennom en 4 mm sikt og samlet på en 2 mm sikt. Malte leirepartikler som passerte gjennom 4 mm sikten, men som ble samlet på 2 mm sikten, det vil si leirepartikler med en størrelse mindre enn 4 mm, men større enn 2 mm, ble valgt for bruk i denne spesielle testen. A sample of dried London clay was ground and sieved through a 4 mm sieve and collected on a 2 mm sieve. Ground clay particles that passed through the 4 mm sieve but were collected on the 2 mm sieve, i.e. clay particles with a size less than 4 mm but greater than 2 mm, were selected for use in this particular test.

En 100 gram prøve av hver av de størrelsesvalgte leirepartikler ble plassert i hver sin flaske og senket ned i en 350 ml prøve av hvert behandlingsfluid som ble testet. Hver flaske ble kapslet og ristet for å sikre jevn fordeling. Prøven ble så plassert i en ovn ved 71 °C i 16 timer, hvoretter prøven ble kjølt til romtemperatur. A 100 gram sample of each of the size-selected clay particles was placed in a separate bottle and immersed in a 350 ml sample of each treatment fluid tested. Each bottle was capped and shaken to ensure even distribution. The sample was then placed in an oven at 71 °C for 16 hours, after which the sample was cooled to room temperature.

Deretter ble en stor mengde av 9 kg/ fat av kaliumkloridløsning tilberedt. Innholdet av prøveflasken ble deretter helt over en 500 mikrometer sikt og vaske med kaliumkloridløsningen. Then a large amount of 9 kg/barrel of potassium chloride solution was prepared. The contents of the sample bottle were then poured over a 500 micrometer sieve and washed with the potassium chloride solution.

Bulk hardheten av de vaskede leirepartikler ble så testet med en bulk hardhetstester som omfattet et sylindrisk kammer over en plate med 2 mm perforeringer og en plunger (stempel) på toppen av sylinderen som kan bli gjenget ned i kammeret ved bruk av en momentnøkkel. De vaskede leirepartikler ble plassert i det sylindriske kammer, plungeren ble festet til toppen av sylinderen og en momentnøkkel ble festet til denne. Nøkkelen ble dreid idet momentet for hver omdreining ble notert. Tabell 2 nedenfor viser gjennomsnittlig moment som krevdes for 13, 14 og 15 omdreining ved kompresjon av hver av leireprøvene senket i de testede fluidprøver. The bulk hardness of the washed clay particles was then tested with a bulk hardness tester comprising a cylindrical chamber over a plate with 2 mm perforations and a plunger on top of the cylinder which can be threaded into the chamber using a torque wrench. The washed clay particles were placed in the cylindrical chamber, the plunger was attached to the top of the cylinder and a torque wrench was attached to it. The key was turned while the torque for each turn was noted. Table 2 below shows the average torque required for 13, 14 and 15 revolutions during compression of each of the clay samples immersed in the tested fluid samples.

Tabell 2 Table 2

Fluidprøve nr.3 er et behandlingsfluid ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende en vandig løsning av vann, 3 % v/v polyvinylpyrrolidon omfattende nanopartikler og 4 % v/v kaliumsilikat. Fluidprøve nr.4 er et behandlingsfluid ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende en vandig løsning av vann, 2 % v/v polyvinylpyrrolidon omfattende nanopartikler og 4 % v/v kaliumsilikat. Fluidprøve nr.5 omfatter 3 % v/v polyvinylpyrrolidon omfattende nanopartikler og 22,7 kg/fat kaliumklorid. Fluid sample no. 3 is a treatment fluid according to the present invention comprising an aqueous solution of water, 3% v/v polyvinylpyrrolidone comprising nanoparticles and 4% v/v potassium silicate. Fluid sample no. 4 is a treatment fluid according to the present invention comprising an aqueous solution of water, 2% v/v polyvinylpyrrolidone comprising nanoparticles and 4% v/v potassium silicate. Fluid sample no. 5 comprises 3% v/v polyvinylpyrrolidone comprising nanoparticles and 22.7 kg/barrel potassium chloride.

Således viser eksempel 2 blant annet at behandlingsfluidene ifølge foreliggende oppfinnelse viser evne til å bibringe forbedret hardhet til leirepartikler som de kommer i kontakt med, sammenlignet med andre typer av behandlingsfluider. Thus, example 2 shows, among other things, that the treatment fluids according to the present invention show an ability to impart improved hardness to clay particles with which they come into contact, compared to other types of treatment fluids.

Eksempel 3 Example 3

En andre bulk hardhetstest ble utført på prøver av forskjellige behandlingsfluider ved bruk av prøver av Foss Eikland leire. Testen ble utført i henhold til prosedyre beskrevet i eksempel 2 ovenfor. Tabell 3 lister gjennomsnittlig moment krevd ved 13, 14 og 15 omdreining av ved kompresjon av leireprøvene senket ned i de testede fluidprøver. A second bulk hardness test was carried out on samples of different treatment fluids using samples of Foss Eikland clay. The test was carried out according to the procedure described in Example 2 above. Table 3 lists the average torque required at 13, 14 and 15 revolutions of compression of the clay samples immersed in the tested fluid samples.

Tabell 3 Table 3

Fluidprøve nr.6 er et behandlingsfluid ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende en vandig løsning av vann, 3 % v/v polyvinylpyrrolidon omfattende nanopartikler og 4 % v/v kaliumsilikat. Fluidprøve nr.7 er et behandlingsfluid ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende en vandig løsning av vann, 2 % v/v polyvinylpyrrolidon omfattende nanopartikler og 4 % v/v kaliumsilikat. Fluidprøve nr.8 omfatter 3 % v/v polyvinylpyrrolidon omfattende nanopartikler og 18 kg/ fat kaliumklorid. Fluid sample no. 6 is a treatment fluid according to the present invention comprising an aqueous solution of water, 3% v/v polyvinylpyrrolidone comprising nanoparticles and 4% v/v potassium silicate. Fluid sample no. 7 is a treatment fluid according to the present invention comprising an aqueous solution of water, 2% v/v polyvinylpyrrolidone comprising nanoparticles and 4% v/v potassium silicate. Fluid sample no. 8 comprises 3% v/v polyvinylpyrrolidone including nanoparticles and 18 kg/barrel potassium chloride.

Således viser eksempel 3 blant annet at behandlingsfluidene ifølge foreliggende oppfinnelse viser evne til å bibringe forbedret hardhet til leirepartikler som de kommer i kontakt med sammenlignet med andre typer behandlingsfluider. Thus, example 3 shows, among other things, that the treatment fluids according to the present invention show the ability to impart improved hardness to clay particles with which they come into contact compared to other types of treatment fluids.

Eksempel 4 Example 4

En tredje bulk hardhetstest ble utført på prøver av forskjellige behandlingsfluider ved bruk av prøver av Londonleire. Testen ble utført i henhold til prosedyre beskrevet i eksempel 2 ovenfor. Tabell 4 nedenfor lister gjennomsnittlig moment som krevdes for 13, 14 og 15 omdreining ved kompresjon av hver av leireprøvene senket ned i fluidprøvene som ble testet. A third bulk hardness test was performed on samples of different treatment fluids using samples of London clay. The test was carried out according to the procedure described in Example 2 above. Table 4 below lists the average torque required for 13, 14 and 15 revolutions in compression of each of the clay samples immersed in the fluid samples tested.

Tabell 4 Table 4

Fluidprøve nr.9 omfattet en vandig løsning av vann og 20,9 kg/ fat kaliumklorid. Fluidprøve nr.10 omfattet en vandig løsning av vann og 23,1 kg/ fat kaliumformiat. Fluidprøve nr.11 omfattet en vandig løsning av vann og 12 % v/v kaliumsilikat. Fluidprøve nr.12 var et behandlingsfluid ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende en vandig løsning av vann, 3 % v/v polyvinylpyrrolidon omfattende nanopartikler og 4 % v/v kaliumsilikat. Fluid sample no. 9 comprised an aqueous solution of water and 20.9 kg/barrel potassium chloride. Fluid sample no. 10 comprised an aqueous solution of water and 23.1 kg/barrel of potassium formate. Fluid sample no. 11 comprised an aqueous solution of water and 12% v/v potassium silicate. Fluid sample no. 12 was a treatment fluid according to the present invention comprising an aqueous solution of water, 3% v/v polyvinylpyrrolidone comprising nanoparticles and 4% v/v potassium silicate.

Eksempel 4 illustrerer blant annet at behandlingsfluidene ifølge foreliggende oppfinnelse viser evne til å bibringe forbedret hardhet tilleirepartikler som de kommer i kontakt med sammenlignet med visse andre typer av behandlingsfluider. Example 4 illustrates, among other things, that the treatment fluids according to the present invention show the ability to impart improved hardness to clay particles with which they come into contact compared to certain other types of treatment fluids.

Eksempel 5 Example 5

En test på smøreevne ble utført med forskjellige behandlingsfluider for å bestemme smøreevnen av behandlingsfluidene ifølge foreliggende oppfinnelse sammenlignet med andre typer av behandlingsfluider. I denne testen ble friksjonskoeffisientene for hver prøve av fem forskjellige behandlingsfluider bestemt ved bruk av Modell 212 EP (ekstremtrykk) smøreevnetester, fremstilt av Fann Company. En reduksjon i friksjonskoeffisient indikerer generelt at et fluid har økt smøreevne. A lubricity test was performed with different treatment fluids to determine the lubricity of the treatment fluids according to the present invention compared to other types of treatment fluids. In this test, the coefficients of friction for each sample of five different treatment fluids were determined using Model 212 EP (extreme pressure) lubricity testers, manufactured by the Fann Company. A reduction in the coefficient of friction generally indicates that a fluid has increased lubricity.

Først ble korreksjonsfaktoren for smøreevnetesteren bestemt ved å benytte en prøve av avionisert vann. Blokken for smøreevnetesteren ble plassert i blokkholderen med innsnittet helt ut til venstre. Koppen i rustfritt stål ble fylt med avionisert vann og plassert på standen. Deretter ble standen hevet inntil testringen var senket ned i vannet og sikret med en tommeskrue. Armen av momentarmen ble så posisjonert til å passe inne i den konkave del av momentarmklemmen, justeringshendelen for moment ble dreid for å sikre at det ikke var noen kraft på blokken og momentet ble satt til null. Testeren ble kjørt ved 60 rpm i omtrent 5 minutter. Deretter ble justeringshendelen for moment rotert for å påføre 150 tomme-pund av moment og testeren ble kjørt i omtrent 5 minutter. Deretter ble momentmeteret avlest . Momentmeteravlesning for avionisert vann skall være 34 pluss eller minus 8. Korreksjonsfaktoren ble så funnet ved å dividere 34 med momentmeteravlesningen. Beregningen ble gjort som følger: First, the correction factor for the lubricity tester was determined using a sample of deionized water. The block for the lubricity tester was placed in the block holder with the notch all the way to the left. The stainless steel cup was filled with deionized water and placed on the stand. The stand was then raised until the test ring was lowered into the water and secured with a thumbscrew. The arm of the torque arm was then positioned to fit inside the concave part of the torque arm clamp, the torque adjustment lever was turned to ensure there was no force on the block and the torque was set to zero. The tester was run at 60 rpm for approximately 5 minutes. Then the torque adjustment lever was rotated to apply 150 inch-pounds of torque and the tester was run for approximately 5 minutes. The torque meter was then read. Torque meter reading for deionized water should be 34 plus or minus 8. The correction factor was then found by dividing 34 by the torque meter reading. The calculation was made as follows:

34 34

Korreksjonsfaktor = -------------------------------------------Momentmeteravlesning for vann Correction factor = -------------------------------------------Torque meter reading for water

Deretter ble vannet fjernet, utstyret tørket og smøreevnen til behandlingsfluidet ble målt. The water was then removed, the equipment was dried and the lubricity of the treatment fluid was measured.

Prøvefluidet ble blandet i 10 minutter og plassert i den rustfrie prøvekopp av testeren. Koppen ble plassert på holderen, hevet inntil testblokken og ringen var senket ned i fluidet og sikret med tommeskruen. Momentet ble satt til null (som tidligere med vannprøven) og testeren ble kjørt med 60 rpm i omtrent 5 minutter. Deretter ble 150 tomme-pund moment påført ved å rotere justeringshendelen for moment og testeren ble kjørt i omtrent 5 minutter. Momentmeteravlesningen ble så notert. The sample fluid was mixed for 10 minutes and placed in the stainless sample cup of the tester. The cup was placed on the holder, raised until the test block and ring were lowered into the fluid and secured with the thumb screw. The torque was set to zero (as previously with the water sample) and the tester was run at 60 rpm for approximately 5 minutes. Then 150 inch-pounds of torque was applied by rotating the torque adjustment lever and the tester was run for approximately 5 minutes. The torque meter reading was then noted.

Friksjonskoeffisienten av fluidprøven ble så bestemt ved følgende beregning The friction coefficient of the fluid sample was then determined by the following calculation

(momentavlesning for prøven) (torque reading for the sample)

Friksjonskoeffisient = ------------------------------------ x (korreksjonsfaktor) Coefficient of friction = ------------------------------------ x (correction factor)

100 100

Tabell 5 nedenfor lister friksjonskoeffisient for hvert testet fluid. Table 5 below lists the coefficient of friction for each fluid tested.

Tabell 5 Table 5

Fluidprøve nr.13 omfattet en vandig løsning av vann, 20,9 kg/ fat kaliumklorid. Fluidprøve nr.14 omfattet en vandig løsning av vann, 23,1 kg/ fat kalium(formiat?). Fluidprøve nr.15 omfattet en vandig løsning av vann, 12 % v/v kaliumsilikat. Fluidprøve nr.16 omfattet en vandig løsning av vann og 3 % v/v polyvinylpyrrolidon. Fluidprøve nr.17 er et behandlingsfluid ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende en vandig løsning av vann, 3 % v/v polyvinylpyrrolidon omfattende nanopartikler og 4 % v/v kaliumsilikat. Fluid sample no. 13 comprised an aqueous solution of water, 20.9 kg/ barrel of potassium chloride. Fluid sample no. 14 comprised an aqueous solution of water, 23.1 kg/ barrel of potassium (formate?). Fluid sample no. 15 comprised an aqueous solution of water, 12% v/v potassium silicate. Fluid sample no. 16 comprised an aqueous solution of water and 3% v/v polyvinylpyrrolidone. Fluid sample no. 17 is a treatment fluid according to the present invention comprising an aqueous solution of water, 3% v/v polyvinylpyrrolidone comprising nanoparticles and 4% v/v potassium silicate.

Således viser eksempel 5 blant annet at behandlingsfluidene ifølge foreliggende oppfinnelse viser forbedret smøreevne sammenlignet med visse andre typer av behandlingsfluider. Thus, example 5 shows, among other things, that the treatment fluids according to the present invention show improved lubrication compared to certain other types of treatment fluids.

Foreliggende oppfinnelse er derfor vel egnet til å oppnå de mål og fordeler som er nevnt så vel som andre iboende fordeler. Det kan gjøres et antall endringer av personer med fagkunnskap på området innenfor ånden av oppfinnelsen slike denne fremgår av de etterfølgende patentkrav. Betydningen av ord og uttrykk i kravene skal ha deres vanlige mening med mindre annet er eksplisitt og klart angitt av patentsøkeren. The present invention is therefore well suited to achieve the aims and advantages mentioned as well as other inherent advantages. A number of changes can be made by persons with specialist knowledge in the area within the spirit of the invention as this appears from the subsequent patent claims. The meaning of words and expressions in the claims shall have their usual meaning unless otherwise explicitly and clearly stated by the patent applicant.

Claims

Patent requirements

1. Method comprising providing a treatment fluid comprising an aqueous base fluid, characterized by also comprising:

a plaque-preventing component comprising a nanoparticle source, the nanoparticle source comprising polyvinylpyrrolidone and

one or more silicates as well

to place the treatment fluid in an underground formation.

2. Method in accordance with patent claim 1, characterized by further comprising recovery of the treatment fluid from the underground formation.

3. Method in accordance with patent claim 1, characterized in that at least part of the nanoparticle source has an average particle size of less than 400 nanometers.

4. Method in accordance with patent claim 1, characterized in that the scale-preventing component is present in an amount in the range from about 0.5 to about 10% by volume of the treatment fluid.

5. Method according to claim 1, characterized in that the silicates are present in an amount in the range from about 0.5 to about 15% by volume of the treatment fluid.

6. Method according to patent claim 1, characterized in that the treatment fluid also comprises at least one of the following: a salt, a defoamer, a biocide, a bridging agent, a corrosion inhibitor, a dispersant, a flocculant, a fluid loss reducing agent, a foam former, a gas, a H2S scavenger, a lubricant, an oxygen scavenger, an anti-fouling agent, a viscosity-increasing agent, or a weight-increasing agent.

7. Method according to any one of the preceding patent claims, characterized in that the treatment fluid is a drilling fluid and that the drilling fluid is used when drilling in at least part of the underground formation.

8. Method in accordance with patent claim 7, characterized in that use of the drilling fluid when drilling in at least part of the underground formation includes placing the drilling fluid in contact with the drill bit and the underground formation.

9. Method in accordance with patent claim 7, characterized in that using the drilling fluid when drilling in at least part of the underground formation includes drilling at least part of a well so that the well penetrates the underground formation.

10. Treatment fluid comprising an aqueous base fluid, characterized by also comprising: a scale preventing component comprising a nanoparticle source comprising polyvinylpyrrolidone and one or more silicates.

11. Treatment fluid in accordance with claim 10, characterized in that at least part of the nanoparticle source comprises nanoparticles with an average size of less than 400 nanometers.

12. Treatment fluid in accordance with claim 10, characterized in that the scale-preventing component is present in an amount in the range from about 0.5 to about 10% by volume of the treatment fluid.

13. Treatment fluid according to claim 10, characterized in that the silicates are present in an amount in the range from about 0.5 to about 15% by volume of the treatment fluid.

14. Treatment fluid in accordance with patent claim 21, characterized in that the treatment fluid also comprises at least one of the following: a salt, a defoamer, a biocide, a bridge former, a corrosion inhibitor, a dispersant, a flocculant, a fluid loss reduction agent, a foam former, a gas, a H2S scavenger, a lubricant, an oxygen scavenger, an anti-fouling agent, a viscosity-increasing agent, or a weight-increasing agent.

15. Treatment fluid in accordance with patent claim 10, characterized in that the slate-preventing component and the one or more silicates are both covered by an additive.

16. Treatment fluid according to claim 15, characterized in that at least part of the nanoparticle source has an average particle size smaller than about 400 nm.