(12) Oversettelse av europeisk patentskrift

Transkript

1 (12) Oversettelse av europeisk patentskrift (11) NO/EP B1 (19) NO NORGE (1) Int Cl. E21B 43/04 (06.01) C09K 8/6 (06.01) C09K 8/7 (06.01) Patentstyret (21) Oversettelse publisert (80) Dato for Den Europeiske Patentmyndighets publisering av det meddelte patentet (86) Europeisk søknadsnr (86) Europeisk innleveringsdag.0.07 (87) Den europeiske søknadens Publiseringsdato () Prioritet , US, P , US, P (84) Utpekte stater AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO SE SI SK SM TR (73) Innehaver M-I L.L.C., 90 North Course Drive, Houston, TX 77072, US-USA (72) Oppfinner KIPPIE, David, P., 36 Perdernales Trails Lane, Katy, TX 7740, US-USA DONHAM, James, Fredrick, 90 North Course Drive, Houston, TX 77072, US-USA (74) Fullmektig Bryn Aarflot AS, Postboks 449 Sentrum, 04 OSLO, Norge (4) Benevnelse Bærerfluider for gruspakninger (6) Anførte publikasjoner US-A US-A US-A US-A US-A US-A US-A US-A US-B WO-A2-08/04734

2 1 Bærerfluider for gruspakninger BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN Oppfinnelsens område [0001] Utførelsesformer som beskrives her vedrører generelt sammensetninger og fremgangsmåter som anvendes ved komplettering av en brønn. Spesielt vedrører utførelsesformer som beskrives her sammensetninger og fremgangsmåter som anvendes ved gruspakkingsoperasjoner. Bakgrunn [0002] Under boring av et brønnhull blir typisk forskjellige fluider anvendt i brønnen for en rekke forskjellige formål. Fluidene kan bli sirkulert gjennom et borerør og en borkrone inn i brønnhullet, og kan deretter strømme oppover gjennom brønnhullet til overflaten. Vanlige anvendelser for brønnfluider inkluderer: smøring og kjøling av skjæreflater på borkronen under boring generelt eller innboring (dvs. boring i en oljeholdig målformasjon), transport av "borekaks" (formasjonsbiter revet løs av skjærevirkningen fra borkronen) til overflaten, regulering av trykk i formasjonsfluid for å hindre utblåsninger, opprettholdelse av brønnstabilitet, suspendering av faste stoffer i brønnen, minimering av fluidtap inn i og stabilisering av formasjonen som brønnen bores gjennom, oppsprekking av formasjonen i nærheten av brønnen, fortrengning av fluidet inne i brønnen med et annet fluid, rensing av brønnen, testing av brønnen, overføring av hydraulisk effekt til borkronen, anbringelse av en pakning, plugging av brønnen eller klargjøring av brønnen for plugging, og annen behandling av brønnen eller formasjonen. [0003] Når brønnen er boret og et målreservoar er påtruffet, er brønnen klar til komplettering. Målformasjoner blir typisk komplettert på én av to måter: en kompletteringsteknikk med fôret hull eller en kompletteringsteknikk med åpent hull. Hvilken teknikk som blir anvendt for komplettering av en brønn er avhengig av flere faktorer, som er kjent for fagmannen innen komplettering av målreservoarer. For komplettering med fôret hull er det vanlig praksis å kjøre inn en streng av fôringsrør i brønnhullet, sementere fôringsrøret til målreservoaret, fortrenge borefluidet til et klart, ikke-skadelig kompletteringsfluid fritt for faste stoffer ved å anvende en sekvens av skylle-/dispergeringskjemikalier, og deretter kjøre produksjonsrøret inne i fôringsrøret. Når fôringsrøret er renset for faste stoffer/etterlatenskaper og fylt med kompletteringsfluid, blir det vanligvis dannet perforeringer som strekker seg gjennom fôringsrørstrengen, gjennom sementen som holder fôringsrørstrengen på plass og en kort lengde inn i formasjonen. Disse perforeringene kan bli dannet ved å fyre av rettede sprengladninger inneholdt i en perforeringskanon. Perforeringene som skapes

3 krysser én eller flere målsoner for å la fluider komme inn i det indre av brønnhullet (for en produksjonsbrønn) eller bli injisert ned produksjonsrøret og inn i reservoaret (for en injeksjonsbrønn). [0004] Etter at brønnen er perforert, kan en stimulerings- eller sandstyringsprosess bli utført. Sandstyringsprosesser kan hindre, etter at brønnen er komplettert og satt i produksjon, at formasjonssand fra ukonsoliderte formasjoner føres inn i strømningsveien sammen med formasjonsfluid, noe som kan erodere produksjonskomponenter i strømningsveien. Tilsvarende, i ufôrede borehull eller åpenhullskompletteringer, hvor det skapes en åpen front over målsonen, kan formasjonssand fra ukonsoliderte formasjoner også bli ført inn i strømningsveien sammen med formasjonsfluid. [000] Både med fôrede og ufôrede brønnhull kan derfor én eller flere sandsiler bli installert i strømningsveien mellom produksjonsrøret og bergartsoverflaten i det produserende reservoaret. I tillegg kan ringrommet rundt silen bli pakket med forholdsvis grovkornet sand eller grus inn i tomrommet mellom reservoarbergarten og silens utside, for å tjene som et filter for å redusere mengden av fin formasjonssand som kommer frem til silen, for å støtte opp det porøse mediet i det produserende reservoaret slik at det ikke vil synke inn i tomrommet mellom reservoarbergarten og silens utside, og for å tette av ringrommet i produksjonssonen fra ikke-produserende formasjoner. Når sanden forsøker å bevege seg gjennom grusen, blir den filtrert og holdt igjen av grusen og/eller silen, mens formasjonsfluider strømmer videre uten å hindres (hverken av grusen eller silen) inn i produksjonsstrengen. [0006] I dype brønner er pålitelighet av sandfrontkompletteringen veldig viktig, på grunn av den uoverkommelig høye kostnaden ved intervensjon. Videre, siden mange slike brønner blir komplettert ufôret og i forholdsvis dårlige bergarter, blir gruspakking av ufôrede horisontale brønner i stadig større grad standard praksis i undersjøiske kompletteringsmiljøer på dypt vann. Gruspakkingsprosessen inkluderer blanding av grus med et bærerfluid og pumping av slemningen ned produksjonsrøret og gjennom overgangsstykket (cross-over) og strømmer med det inn i ringrommet mellom silen og brønnhullet. Bærerfluidet i slemningen lekker ut i formasjonen og/eller gjennom silen. Silen er utformet for å hindre at grusen i slemningen strømmer gjennom den og kommer inn i produksjonsrøret. Som følge av dette anbringes grusen i ringrommet rundt silen hvor den tettpakkes og danner en "gruspakning". Grus blir således anbragt tilstøtende et åpent hull hvor den tjener til å hindre at sand og andre små formasjonspartikler strømmer inn i brønnhullet. [0007] Rett valg av bærerfluid er avgjørende for en gruspakkingsprosess. Ideelt sett skal ikke bærerfluidet forårsake noen som helst permeabilitetsreduksjon i

4 formasjonen. Når viskøse fluider anvendes, må bærerfluidet også ha tilstrekkelig viskositet til å suspendere og bære grusen under utplassering. Bærerfluider anses enten som "vannbaserte" eller "oljebaserte", avhengig av bestanddelene i deres ytre kontinuerlige fase. Fluider med vandig base kan skreddersys til å bli kompatible med de fleste formasjoner ved kun ved å innlemme salter så som kaliumklorid, ammoniumklorid eller tetrametyl-ammoniumklorid. Frem til i dag har derfor vanlig praksis ved gruspakking av horisontale brønner vært vannpakking eller omløpspakking med vannbaserte viskøse fluider omfattende en saltløsning, et gelatineringsmiddel, så som hydroksyetylcellulose (HEC), gummi (xantan- eller guargummi) eller en viskoelastisk surfaktant, og viskositetsbrytere (breakers) for å minimere trykket nødvendig for å bevege fluidet tilbake til brønnhullet. [0007A] US 06/ beskriver en fremgangsmåte for å fjerne mesteparten av invers vann-i-olje-emulsjon og filterkakepartikler fra et hydrokarbonreservoarbrønnhull, omfattende å pumpe inn i brønnhullet gruspakkebærerløsning i form av en salt énfasemikroemulsjon sammen med størrelsestilpasset grus. I noen utførelsesformer av fremgangsmåten omfatter énfasemikroemulsjonen en ikke-ionisk surfaktant valgt fra gruppen bestående av alkylpolyglykosider, sorbitanestere, metylglukosidestere og alkoholetoksylater. [0007B] WO 08/04734 beskriver en fremgangsmåte ved rensing av filterkakepartikler av oljebasert slam (OBM) fra et hydrokarbonreservoarbrønnhull, omfattende å: pumpe inn i brønnhullet en salt gruspakkebærerløsning omfattende størrelsestilpasset grus, minst en surfaktant og en polar væske. I noen utførelsesformer av fremgangsmåten er surfaktantene ikke-ioniske surfaktanter valgt fra gruppen bestående av alkylpolyglykosider, sorbitanestere, aminetoksylater, diaminetoksylater, metylglukosidestere, polyglyserolestere, alkyletoksylater og alkohol som er polypropoksylert og/eller etoksylert. [0007B] US 08/ beskriver en fremgangsmåte for å fjerne mesteparten av filterkakepartikler av oljebasert slam (OBM) fra et hydrokarbonreservoarbrønnhull omfattende å pumpe inn i brønnhullet en gruspakkebærerløsning i form av en salt énfasemikroemulsjon (SPME) med størrelsestilpasset grus og en vannløselig filtreringskontrolltilsats valgt fra gruppen bestående av fast partikkelmateriale, polymerer og blandinger av dette. Ikke-ioniske surfaktanter egnet for dannelse av énfasemikroemulsjonen inkluderer alkylpolyglykosider, sorbitanestere, metylglukosidestere, aminetoksylater, diaminer etoksylater, polyglyserolestere, alkyletoksylater og polypropoksylerte og/eller etoksylerte alkoholer. [0008] Det foreligger derfor et løpende behov for utvikling av bærerfluider for gruspakkingsprosesser.

5 4 1 SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN [0009] I ett aspekt vedrører utførelsesformer som beskrives her en fremgangsmåte ved gruspakking av et hull i en undergrunnsformasjon som har en filterkake belagt på sin overflate. Fremgangsmåten kan inkludere å: injisere inn i hullet en gruspakkesammensetning omfattende grus og et bærerfluid omfattende et basisfluid og en alkylglykosid. [00] I et annet aspekt vedrører utførelsesformer som beskrives her en fremgangsmåte ved gruspakking av et hull i en undergrunnsformasjon som har en filterkake belagt på sin overflate. Fremgangsmåten kan inkludere å: injisere inn i hullet en gruspakkesammensetning omfattende grus og et bærerfluid omfattende: et basisfluid med en oljefri ytre fase og en oljeholdig indre fase; og minst en surfaktant. [0011] I et annet aspekt vedrører utførelsesformer som beskrives her en løsning innbefattende et vandig fluid, minst én alkylglykosid og grus. Løsningen kan for eksempel brukes som en sammensetning for gruspakking. [0012] Andre aspekter og fordeler vil fremkomme fra den følgende beskrivelsen og de vedføyde kravene. 2 DETALJERT BESKRIVELSE [0013] Utførelsesformer som beskrives her vedrører generelt sammensetninger og fremgangsmåter som anvendes ved komplettering av en brønn. Spesielt vedrører utførelsesformer som beskrives her sammensetninger og fremgangsmåter som anvendes ved gruspakkingsoperasjoner og/eller proppematerialetransportoperasjoner, hvor proppematerialet kan inkludere sand eller keramisk proppemateriale, blant annet. 3 [0014] Bærerfluid [001] Bærerfluidene i foreliggende oppfinnelse kan inkludere et basisfluid og i det minste surfaktant, så som en alkylglykosid. Alkylglykosider er ikke-ioniske, i alminnelighet biologisk nedbrytbare surfaktanter. Glykosider er substituerte sakkarider der substituentgruppen er knyttet, gjennom et oksygenatom, til aldehyd- eller ketonkarbonet. Glykosider anses derfor som acetaler. I likhet med betegnelsen "sakkarid" definerer betegnelsen "glykosid" hverken antallet av eller identiteten til sakkaridenhetene i molekylet. For å beskrive sakkaridenhetenes identitet er det vanlig å modifisere sakkaridenhetens navn ved å legge til endelse "-sid". For eksempel er en glukosid en glykosid som har én eller flere glukoseenheter og en fruktosid er en glykosid som har én eller flere fruktoseenheter. Surfaktanter kan bli anvendt, for

6 1 2 3 eksempel, i en konsentrasjon i området fra omtrent 0,01 volum% til omtrent 1 volum%, basert på total mengde basisfluid og surfaktant, og kan fremme dannelse av en stabil emulsjon eller suspensjon. [0016] Ikke-ioniske alkylglykosid-surfaktanter som anvendes som rensemiddel ifølge foreliggende oppfinnelse kan ha formelen RO-(R O)xZy, hvor bokstaven O representerer et oksygenatom og R, R, x, Z og y er som beskrevet nedenfor: [0017] R representerer en enverdig alkylradikal inneholdende fra 6 til 2 karbonatomer. Betegnelsen "alkylradikal" er her ment å inkludere alifatisk eller alisyklisk. Med andre ord kan alkylradikalen være rettkjedet eller forgrenet, mettet eller umettet, og kan inneholde karbon, hydrogen, oksygen etc. I en konkret utførelsesform er alkylgruppene rettkjedede, mettede hydrokarbonradikaler inneholdende fra 8 til 16 karbonatomer. [0018] R representerer en toverdig alkylradikal inneholdende fra 2 til 4 karbonatomer, hvor betegnelsen "alkylradikal" anvendes som angitt over. Gruppen (R O) representerer en reperetende oksyalkylen-enhet avledet i alminnelighet fra etylenoksid, propylenoksid eller butylenoksid. [0019] Bokstaven x representerer antallet oksyalkylen-enheter i alkylglykosiden, og kan variere fra 0 til omtrent 12. Oksyalkylen-enheter kan tilsettes i en alkohol før reaksjon med sakkaridet (beskrives nedenfor) som en måte å oppnå eller variere den ønskede kjedelengden for alkylandelen av glykosiden. [00] Z representerer en reduserende funksjonell sakkaridgruppe som inneholder eller 6 karbonatomer og y representerer antallet sakkaridenheter i glykosiden. Lengden til en sakkaridkjede beskrives vanligvis enten ved å tillegge et beskrivende prefiks til dets navn (f.eks. monosakkarid, disakkarid etc.) eller ved å angi kjedens "polymeriseringsgrad" (forkortet DP - Degree of Polymerization) som en numerisk verdi som representerer antallet sakkaridenheter bundet sammen for å danne en kjede. Monosakkarider er polyhydroksyaldehyder og polyhydroksyketoner som, når de er usubstituert, har den kjemiske formelen CnH2nOn. Monosakkarider kan gå sammen eller polymerisere, med tap av vann, og danne kjeder med varierende lengder og sakkaridenheter. For eksempel er glykose (også kjent som dekstrose) en monosakkarid (DP = 1); sukrose og maltose er disakkarider (DP = 2); og stivelse og cellulose er polysakkarider (med DP = 00 eller høyere). [0021] Glykosider inkluderer således usubstituerte og substituerte molekyler med en hvilken som helst kjedelengde, som for eksempel glykose, galaktose, mannose, xylose, arabinose, fruktose etc. og materialer som kan hydrolyseres for å danne monosakkarider, så som lavere alkylglykosider (f.eks. en metylglykosid, en etylglykosid, en propylglykosid, en butylglykosid etc.), oligosakkarider (f.eks. sukrose,

7 6 1 maltose, maltotriose, laktose, xylobiose, melibiose, cellobiose, raffinose, stachyose, etc.) og andre polysakkarider. Imidlertid påvirker polymeriseringsgraden glykosidens overflateaktivitet (ved å øke den hydrofile andelen av molekylet). I alminnelighet vil overflateaktiviteten til en alkylglykosid maksimeres når sakkaridkjedens hydrofilitet balanserer alkylkjedens lipofilitet. I en konkret utførelsesform der alkylgruppene har fra til 16 karbonatomer kan således gjennomsnittlig DP velges i området fra omtrent 1,0 til,0, fra omtrent 1,2 til 3,0 i en annen utførelsesform, og fra omtrent 1,3 til 1,8 i nok en annen utførelsesform. [0022] Alkylglykosider kan fremstilles ved å reagere en alkohol av den type og kjedelengde som er ønsket for å danne "alkylandelen" av glykosiden av interesse med en sakkaridreaktant (f.eks. et monosakkarid så som glykose, xylose, arabinose, galaktose, fruktose etc., eller et polysakkarid så som stivelse, hemicellulose, laktose, maltose, melibiose etc.) eller med et glykosid-utgangsmateriale, hvor aglykon-andelen av dette er forskjellig fra alkylsubstituenten ønsket for alkylglykosid-sluttproduktet av interesse. En slik reaksjon blir typisk utført ved forhøyet temperatur og i tilstedeværelse av en syrekatalysator. Et eksempel på reaksjonsvei for dannelse av en alkylpolyglukosid er vist nedenfor: 2 [0023] Molforholdet mellom alkohol og monosakkarid i reaksjonsblandingen kan variere sterkt, men er typisk mellom fra omtrent 1,:1 til omtrent :1, og fortrinnsvis mellom fra omtrent 2,0:1 til omtrent 6,0:1. Det eksakte molforholdet som velges avhenger av ønsket gjennomsnittlig grad av polymerisering (DP) av monosakkaridet som reageres med alkoholen. Fortrinnsvis vil forholdet mellom alkohol og monosakkarid bli valgt for å muliggjøre produksjon av et alkylglykosidprodukt med en DP fra omtrent 1,0 til omtrent.0, fra omtrent 1,2 til omtrent 3,0 i en annen utførelsesform, og fra omtrent 1,3 til omtrent 1,8 i nok en annen utførelsesform.

8 [0024] Betegnelsen "HLB" (Hydrophilic Lipophilic Balance) henviser til forholdet mellom hydrofiliteten til de polare gruppene av overflateaktive molekyler og hydrofobiteten til den lipofile delen av de samme molekylene. En HLB-verdi på 0 svarer til et helt hydrofobt molekyl og en verdi på svarer til et molekyl dannet utelukkende av hydrofile komponenter. Avhengig av alkylkjedens lengde og valgt DP kan således HLB variere tilsvarende. I en konkret utførelsesform kan surfaktantens HLB-verdi variere fra 9, til 1 (og fra omtrent 11 til 14 i en annen utførelsesform) for ønsket rensevirkning på borehullets overflate og for å gjøre borehullets overflate vannfuktet (ved overgang til et vannbasert fluid). [002] I tillegg til alkylglykosider, inkluderer andre surfaktanter som kan være egnet til bruk i bærerfluidene for gruspakking ifølge foreliggende oppfinnelse sorbitanestere, etoksylert alkohol, fenoler, alkylalkanolamid-etoksylat, alkylpoly(etylenoksid), alkylfenolpoly(etylenoksid), fettalkoholer, cocoamid MEA eller blandinger av dette. [0026] I forskjellige utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan bærerfluidet for gruspakking være en vann-i-olje-emulsjon (også omtalt som en invers emulsjon), en olje-i-vann-emulsjon (også omtalt som en direkte emulsjon) eller vannbasert. I en konkret utførelsesform kan bærerfluidet for gruspakking være en olje-i-vannemulsjon, eller direkte emulsjon. Fortrinnsvis kan gruspakking-bærerfluidene ha en densitet som er tilstrekkelig til å sette fluidet i stand til å kontrollere brønnen under brønnkompletteringsoperasjoner, siden åpenhulls gruspakking nesten utelukkende skjer i sirkuleringsposisjon. Typiske fluiddensiteter for bærerfluidet er fra omtrent 0,7 g/cm 3 (omtrent 6,0 ppg (pund per gallon)) opp til omtrent 2,3 g/cm 3 (omtrent 19,2 ppg), mer foretrukket omtrent 0,7 g/cm 3 (omtrent 6,0 ppg) opp til 1,7 g/cm 3 (14,2 ppg). I en konkret utførelsesform kan bærerfluidet ha en densitet på minst 1,3 g/cm 3 (11 ppg). [0027] Reologien til gruspakking-bærerfluidet kan også være en viktig variabel ved valg av bærerfluider. Relogiske egenskaper ved bærerfluider kan måles ved anvendelse av et Fann 3-viskometer, og målt ved 31 rad.s -1 (0 rpm) og 49 C (1 F) kan bærerfluider ifølge beskrevne utførelsesformer ha en målt verdi som er 1 eller lavere; 12 eller lavere i andre utførelsesformer; 11 eller lavere i andre utførelsesformer; og eller lavere i atter andre utførelsesformer. [0028] Som angitt over kan bærerfluidet i én utførelsesform inneholde et basisfluid og minst én alkylglykosid eller annen surfaktant. Basisfluidet kan inneholde minst ett oljeholdig fluid eller oljefritt fluid (eller vandig fluid). For eksempel kan bærerfluidet være en direkte emulsjon (oljefri ytre fase og oljeholdig indre fase), en invers emulsjon (oljeholdig ytre fase og oljefri indre fase) eller et vannbasert fluid (ingen oljeholdig fase). I en konkret utførelsesform kan bærerfluidet være en direkte

9 emulsjon, hvorved surfaktanten (innbefattende en alkylglykosid) kan stabilisere den oljeholdige indre fasen inne i den oljefrie ytre fasen. I tillegg kan surfaktanten også tjene til å skape viskositet for å føre grus og/eller proppemateriale, så som sand eller et keramisk proppemateriale, ned et brønnhull. [0029] Det oljeholdige fluidet som anvendes for å formulere de direkte eller inverse emulsjonsfluidene ifølge foreliggende oppfinnelse er væsker, og er mer foretrukket en naturlig eller syntetisk olje, og mer foretrukket velges det oljeholdige fluidet fra gruppen innbefattende dieselolje, mineralolje, syntetiske oljer, så som esterbaserte syntetiske oljer, polyolefinbaserte syntetiske oljer (dvs. mettet og umettet polyalfaolefin, mettede og umettede langkjedede indre olefiner), polydiorganosiloksaner, siloksaner eller organosiloksaner, og blandinger av dette og tilsvarende forbindelser som skulle være kjent for fagmannen. [00] Det oljefrie fluidet som anvendes i formuleringen av de invers emulsjonsbaserte fluidene er en væske og er fortrinnsvis en vandig væske. De vandige fluidene som anvendes i bærerfluidene kan velges fra gruppen innbefattende sjøvann, en saltløsning inneholdende organiske og/eller uorganiske oppløste salter, væsker inneholdende vannblandbare organiske forbindelser og kombinasjoner av dette og tilsvarende forbindelser som skulle være kjent for fagmannen. Saltløsninger egnet til bruk som basisfluid i bærerfluidet ifølge forskjellige utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan inkludere sjøvann, vandige løsninger hvor saltkonsentrasjonen er lavere enn den i sjøvann, eller vandige løsninger hvor saltkonsentrasjonen er høyere enn den i sjøvann. Saltholdigheten til sjøvann kan variere fra omtrent 1 vektprosent til omtrent 4,2 vektprosent salt basert på totalt volum av sjøvann. Løsningene, avhengig av kilden for sjøvannet (som varierer, for eksempel, fra sjøvannet fra Beauforthavet om sommeren, når sjøvannet er forholdsvis fortynnet som følge av smelting av førsteårsis, til sjøvannet fra Arabiahavet om sommeren, når sjøvannet er forholdsvis konsentrert som følge av fordampning av vann) inneholder typisk metallsalter, inkludert, men ikke begrenset til, overgangsmetallsalter, alkalimetallsalter, jordalkalimetallsalter og blandinger av dette. Eksempler på salter inkluderer halider av sink, kalsium og blandinger av dette. For eksempel kan løsningen inkludere sinkhalid, så som sinkbromid eller sinkklorid, eller begge, eventuelt i kombinasjon med kalsiumbromid eller kalsiumklorid, eller begge. Salter som kan forefinnes i sjøvann inkluderer, men er ikke begrenset til, natrium-, kalsium-, aluminum-, magnesium-, kalium-, strontium- og litiumsalter av klorider, bromider, karbonater, iodider, klorater, bromater, formater, sulfater, silikater, fosfater, nitrater, oksider og fluorider. Salter som kan innlemmes i en saltløsning inkluderer hvilke som helst én eller flere av de som forefinnes i naturlig sjøvann eller

10 hvilke som helst andre oppløste organiske eller uorganiske salter. I tillegg kan saltløsninger som kan anvendes i borefluidene som vises her være naturlige eller syntetiske, idet syntetiske saltløsninger gjerne har en mye enklere oppbygning. I én utførelsesform kan borefluidets densitet styres ved å øke saltkonsentrasjonen i saltløsningen (opp til metning). I en konkret utførelsesform kan en saltløsning inkludere halid- eller karboksylatsalter av én- eller toverdige kationer av metaller, så som cesium, kalium, kalsium, sink og/eller natrium. Saltløsningen kan inneholde saltene i tradisjonelle mengder, i alminnelighet varierende fra omtrent 1% til omtrent 80%, og fortrinnsvis fra omtrent % til omtrent 60%, basert på løsningens totale vekt, selv om, som fagmannen vil forstå, mengder utenfor dette variasjonsområdet også kan bli anvendt. I en konkret utførelsesform kan saltløsningen være en CaCl2- og/eller CaBr2-saltløsning. [0031] Videre kan utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse videre anvende "spesialiserte" saltløsninger som inkluderer minst ett alkalimetallsalt av et overgangsmetall av oksyanion eller polyoksyanion, så som, for eksempel, et alkalimetall-polytungstat, et alkalimetall-heteropolytungstat, et alkalimetallpolymolybdat eller et alkalimetall-heteropolymolybdat. [0032] Hver av de direkte emulsjonene, invers emulsjonsfluidene og de vannbaserte fluidene ifølge foreliggende oppfinnelse kan videre inneholde ytterligere kjemikalier avhengig av sluttbruken av fluidet så lenge de ikke griper inn i funksjonaliteten til fluidene beskrevet her. For eksempel kan fuktemidler, organofil leire, viskositetsøkere, fluidtapsstyrende midler, surfaktanter, dispergeringsmidler, overflatespenningsreduserende midler, ph-buffere, innbyrdes løselige midler, tynnere, fortynningsmidler, avleiringshemmere, korrosjonshemmende midler, rensemidler og en rekke forskjellige andre komponenter kjent for fagmannen bli tilsatt i fluidsammensetningene ifølge denne oppfinnelsen for ytterligere funksjonelle egenskaper. Tilsetting av slike virkende midler og grunnene til å gjøre dette skulle være velkjent for fagmannen innen formulering av borefluider (også kjent som boreslam), kompletteringsfluider, spacerfluider, opprenskingsfluider, fraktureringsfluider og andre tilsvarende brønnfluider. Ved valg av disse andre komponentene må en ta hensyn til typen fluid som dannes (dvs. vannbasert kontra direkte emulsjon kontra invers emulsjon), komponentene i en eventuell filterkake på brønnhullsveggene, nedihullsforhold etc. Rutinemessig laboratorietesting vil gi informasjon om hvilke komponenter som er gunstige eller uheldige med henblikk på oppnåelse av ønskede resultater. [0033] I utførelsesformer hvor et vannløselig, polart organisk løsningsmiddel blir anvendt, må det vannløselige, polare organiske løsningsmiddelet være i det minste

11 1 2 3 delvis løselig i et oljeholdig fluid, men må også ha delvis løselighet i vandig fluid. Den polare, organiske løsningsmiddelkomponenten ifølge foreliggende oppfinnelse kan være en monohydratisk, dihydratisk eller polyhydratisk alkohol eller en monohydratisk, dihydratisk eller polyhydratisk alkohol med polyfunksjonelle grupper. Eksempler på slike forbindelser inkluderer alifatiske dioler (dvs. glykoler, 1,3-dioler, 1,4-dioler etc.), alifatiske polyoler (dvs. trioler, tetraoler etc.), polyglykoler (dvs. polyetylenpropylenglykoler, polypropylenglykol, polyetylenglykol etc.), glykoletere (dvs. dietylenglykoleter, trietylenglykoleter, polyetylenglykoleter etc.) og andre slike tilsvarende forbindelser som kan finnes nyttige ved praktisering av foreliggende oppfinnelse. I én foretrukket utførelsesform er det vannløselige organiske løsningsmiddelet en glykol eller glykoleter, så som etylenglykol-monobutyleter (EGMBE). Andre glykoler eller glykoletere kan bli anvendt i foreliggende oppfinnelse så lenge de er i det minste delvis blandbare med vann. [0034] I en illustrerende utførelsesform ønskes et oljeholdig bærerfluid som har høyere densitet enn den tilgjengelig fra det oljeholdige fluidet alene. Et vektøkende middel blir derfor anvendt for å øke densiteten til totalfluidet slik at det matcher den til borefluidet og for å skape tilstrekkelig hydrostatisk trykkhøyde slik at brønnen kan forbli under kontroll. Fortrinnsvis kan en saltløsning med høy densitet inneholdende salter av alkali- og jordalkalimetaller bli anvendt for å øke vekten til fluidene som vises her. For eksempel kan saltløsninger formulert med høye konsentrasjoner av natrium-, kalium- eller kalsiumsalter av halider, format, acetat, nitrate og liknende; cesiumsalter av format, acetat, nitrat og liknende, og andre forbindelser som skulle være velkjent for fagmannen, bli anvendt som faststoffrie vektøkere. Valget av vektøkende middel kan avhenge delvis av den ønskede densiteten til bærerfluidet, som fagmannen vil vite. [003] Bærerfluidene ifølge foreliggende oppfinnelse kan eventuelt inkludere viskositetsøkere, inkludert naturlige eller biopolymerer i tillegg til syntetiske polymerer. Slike "naturlige" polymerer inkluderer HEC, derivatisert HEC, guarer, derivatiserte guarer, stivelse, derivatisert stivelse, skleroglukan, velangummi, Johannesbrød-gummi, karayagummi, tragakantgummi, karragenaner, alginater, gummi arabicum og biopolymerer, så som for eksempel de avledet fra fermentering med xanthomonas campestris, og andre tilsvarende polymerer, inkludert ECF-612, som er alminnelig tilgjengelig fra M-I LLC, Houston, Texas og beskrevet i PCTsøknaden WO08/089262, som er overdratt til samme som foreliggende oppfinnelse. [0036] Videre kan utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse også anvende en rekke "syntetiske" polymerer, enten uten de ovennevnte "naturlige" polymerer eller i kombinasjon med disse. "Syntetiske" polymerer inkluderer poly(etylenglykol) (PEG),

12 poly(diallylamin), poly(akrylamid), poly(akrylonitril), poly(vinylacetat), poly(vinylalkohol), poly(aminometylpropylsulfonat[amps]), poly(vinylamin), poly(vinylsulfonat), poly(styrylsulfonat), poly(akrylat), poly(metylakrylat), poly(metakrylat), poly(metylmetakrylat), poly(vinylpyrrolidon), poly(vinyllaktam), ko-, ter- og kvaterpolymerer av følgende komonomerer: etylen, butadien, isopren, styren, divinylbenzen, divinylamin, 1,4- pentadien-3-én (divinylketon), 1,6-heptadien-4-on (diallylketon), diallylamin, etylenglykol, akrylamid, AMPS, akrylonitril, vinylacetat, vinylalkohol, vinylamin, vinylsulfonat, styrylsulfonat, akrylat, metylakrylat, metakrylat, metylmetakrylat, vinylpyrrolidon, vinyllaktam og andre tilsvarende polymerer. [0037] Organofil leire, normalt aminbehandlet leire, kan være hensiktsmessig som viskositetsøker og/eller emulsjonsstabilisatorer i fluidsammensetningen ifølge foreliggende oppfinnelse. Andre viskositetsøkere, så som oljeløselige polymerer, polyamideharpikser, polykarboksylsyrer og såper, kan også være hensiktsmessige. Mengden av viskositetsøker som anvendes i sammensetningen kan variere avhengig av sluttbruken av sammensetningen. Imidlertid er normalt variasjonsområdet fra omtrent 0,1 vekt% til 6 vekt% tilstrekkelig for de fleste anvendelser. VG-69 og VG- PLUS og VG-Supreme er organiske leirematerialer som forhandles av M-I, L.L.C., Houston, Texas, og Versa-HRP er et polyamidharpiksmateriale som fremstilles og forhandles av M-I, L.L.C., og kan bli anvendt i denne oppfinnelsen. Andre eksempler på alminnelig tilgjengelige forbindelser inkluderer produktlinjen Bentone som produseres av Rheox og tilsvarende slike materialer som er godt kjente og tilgjengelige i borefluidindustrien. [0038] Fuktemidler som kan være egnet til bruk i denne oppfinnelsen inkluderer rå tallolje, oksidert rå tallolje, surfaktanter, organiske fosfatestere, modifiserte imidazoliner og amidoaminer, alkylaromatiske sulfater og sulfonater og liknende, og kombinasjoner eller derivater av disse og tilsvarende slike forbindelser som skulle være velkjent for fagmannen. Når de anvendes med de inverse emulsjonsfluidene som gjennomgår en ph-styrt faseendring, bør imidlertid bruken av fettsyre-fuktemidler minimeres for å unngå negativ påvirkning av reversibiliteten til de inverse emulsjonene som vises her. Faze-Wet, VersaCoat, SureWet, Versawet og Versawet NS er eksempler på alminnelig tilgjengelige fuktemidler som fremstilles og forhandles av M-I L.L.C., og kan bli anvendt i fluidene som vises her. Silwet L-77, L- 7001, L760 og L-7622 er eksempler på alminnelig tilgjengelige surfaktanter og fuktemidler som fremstilles og forhandles av General Electric Company (Wilton, CT). [0039] Passende tynnere som kan bli anvendt i bærerfluidene som vises her inkluderer, for eksempel, lignosulfonater, modifiserte lignosulfonater, polyfosfater, tanniner og polyakrylater med lav molekylvekt. Tynnere blir typisk tilsatt i et borefluid

13 for å redusere strømningsmotstand og kontrollere gelatineringstendenser. Andre funksjoner som besørges av tynnere inkluderer reduksjon av filtrering og filterkaketykkelse, motvirkning av innvirkningen av salter, minimering av innvirkningen av vann på formasjonene som bores, emulgering av olje i vann, og stabilisering av fluidegenskaper ved forhøyede temperaturer. [0040] Innlemmelsen av rensemidler i fluidene som vises her skulle være velkjent for fagmannen. En lang rekke forskjellige syntetiske og naturproduktavledede rensemidler kan bli anvendt. For eksempel er d-limonen et vanlig naturproduktavledet rensemiddel. Renseevnen til d-limonen ved brønnboringsoperasjoner er omtalt i USpatentet 4,33,487, og i kombinasjon med forskjellige spesialiserte surfaktanter i USpatentet,48,197. [0041] I en konkret utførelsesform kan et vannbasert bærerfluid fremstilles ved å tilsette vann (opptil 0 volumprosent av det endelige bærerfluidet) til en saltløsning (omtrent til 60 volumprosent), et oljeholdig fluid (opptil 0 volumprosent), deretter en alkylglykosid (opptil volumprosent), og eventuelt et surt buffermiddel (opptil volumprosent). Eventuelt kan en avleiringshemmer bli tilsatt enten etter det sure buffermiddelet eller etter emulgatoren, og en viskositetsøker kan bli tilsatt før det sure buffermiddelet. [0042] I andre utførelsesformer er ikke metodene som anvendes for fremstilling av hvert av de vannbaserte og direkte og invers emulsjonsbaserte bærerfluidene som anvendes i fremgangsmåtene ifølge foreliggende oppfinnelse kritiske. Spesifikt, når det gjelder invers emulsjonsfluider, kan tradisjonelle metoder bli anvendt for å fremstille invers emulsjonsfluidene på en måte tilsvarende de som normalt anvendes for fremstilling av oljebaserte borefluider. I én representativ prosess blir en ønsket mengde oljeholdig fluid, så som indre C16-C18 olefin, blandet med alkylglykosiden og eventuelle tilleggskomponenter, så som et viskositetsøkende middel og et fuktemiddel. Den indre, oljefrie fasen kan fremstilles ved å kombinere et polart organisk ko-løsningsmiddel og en hydrolyserbar ester i den valgte saltløsningen med kontinuerlig blanding. En invers emulsjon ifølge foreliggende oppfinnelse dannes ved kraftig omrøring, blanding eller skjæring av det oljeholdige fluidet og det oljefrie fluidet på tradisjonell måte for å danne den inverse emulsjonen. 3 [0043] Bruk av bærerfluid i brønnhull [0044] Spesifikke teknikker og betingelser for pumping av en gruspakkesammensetning inn i en brønn er kjent for fagmannen. Betingelsene som kan bli anvendt for gruspakking i foreliggende oppfinnelse inkluderer trykk som er høyere enn oppsprekkingstrykk, spesielt sammen med alternativ vei-(alternate Path)-

14 teknikken, kjent for eksempel fra US-patentet 4,94,991, hvor perforerte omløpsrør blir anvendt for å skape ytterligere veier for gruspakkeslemmingen. Videre kan enkelte oljebaserte gruspakkesammensetninger ifølge foreliggende oppfinnelse med forholdsvis lavt volum indre faser (f.eks. diskontinuerlige faser) bli anvendt med alfaog betabølgepakkingsmekanismer tilsvarende som vannpakking. [004] Videre inneholder et brønnhull minst én åpning som tilveiebringer en fluidstrømningsvei mellom brønnhullet og en tilstøtende undergrunnsformasjon. I en åpenhullskomplettert brønn kan brønnhullets åpne ende, som grenser mot det åpne hullet, være den minst ene åpningen. Alternativt kan åpningen omfatte én eller flere perforeringer i brønnfôringsrøret. I hvert fall en del av formasjonen tilstøtende åpningen er belagt med en filterkake, dannet under boring av brønnhullet med enten et vann- eller oljebasert brønnfluid som legger seg på formasjonen under boreoperasjoner og omfatter rester av borefluidet. Filterkaken kan også omfatte faste stoffer fra boring, brodannende/vektøkende midler, surfaktanter, fluidtapsstyrende midler og viskositetsøkende midler etc. som er rester fra borefluidet. [0046] Før produksjon kan viskositetsbrytende fluider (breaker fluids) bli anvendt for rensing av filterkaken fra et brønnhull som har blitt boret med enten et vannbasert boreslam eller et invers emulsjonsbasert boreslam. Viskositetsbrytende fluid blir typisk sirkulert inn i brønnhullet, kommer i kontakt med filterkaken og eventuelle slamrester nedihulls, og kan tillates å forbli i nedihullsmiljøet frem til brønnen settes i produksjon. De viskositetsbrytende fluidene kan også bli sirkulert i et brønnhull som skal anvendes som en injeksjonsbrønn for å tjene samme formål (dvs. fjerne restslam og filterkake) før brønnen blir anvendt for injeksjon av materialer (så som vannsurfaktanter, karbondioksyd, naturgass etc...) inn i undergrunnsformasjonen. Fluidene som vises her kan således være innrettet for å danne to faser, en oljefase og en vannfase, etter oppløsning av filterkaken, som enkelt kan produseres fra brønnhullet ved oppstart av produksjon. Uansett hvilket fluid som anvendes for å utføre underrømmingsoperasjonen, kan fluidene som vises her effektivt bryte ned filterkaken og hovedsakelig fjerne restborefluidet fra brønnhullet ved oppstart av produksjon. [0047] Som et eksempel på et alminnelig tilgjengelig oljebasert borefluid, er reservoarboringsfluidet FAZEPRO (tilgjengelig fra M-I LLC, Houston, Tex.), et emulsjonssystem med olje ytterst som kan inverteres til en emulsjon med vann ytterst dersom det eksponeres for ph mindre enn omtrent 7 eller 8. Når filterkaken blir eksponert for, for eksempel, en sur løsning, inverteres emulsjonen og de faste partiklene i denne (f.eks. CaCO3, baritt etc.) blir vannfuktet og således fjernet gjennom oppløsning. Bærerfluidene ifølge foreliggende oppfinnelse som omfatter sure

15 vandige faser kan således bli anvendt for pakking av grus, samtidig som de fjerner i det minste en del av en filterkake som omfatter rester av borefluidet FAZEPRO. [0048] Det må forstås at mengden forsinkelse mellom tidpunktet et viskositetsbrytende fluid tilføres inn i en brønn og tidspunktet fluidene gir den ønskede virkningen med å sprekke opp/bryte ned/dispergere filterkaken, kan avhenge av flere variabler. Fagmannen vil forstå at faktorer så som nedihullstemperaturen, konsentrasjonen av komponentene i det viskositetsbrytende fluidet, ph, mengden tilgjengelig vann, filterkakesammensetning etc. alle kan virke inn. For eksempel kan nedihullstemperaturer variere betydelig fra 38 C (0 F) til over 4 C (400 F) avhengig av formasjonens geologi og nedihullsmiljøet. Imidlertid burde fagmannen gjennom prøving og feiling i laboratoriet enkelt være i stand til å bestemme og således korrelere nedihullstemperatur og virketid for en gitt formulering av de viskositetsbrytende fluidene som vises her. Med denne informasjonen kan en på forhånd bestemme hvor lengde det er nødvendig å stenge en brønn gitt en bestemt nedihullstemperatur og en bestemt formulering av det viskositetsbrytende fluidet. [0049] Imidlertid vil det også forstås at formulering av av det viskositetsbrytende fluidets i seg selv og således fluidets kjemiske egenskaper kan varieres for å muliggjøre en ønskelig og styrbar mengde forsinkelse før nedbrytning av en filterkake fra en invers emulsjon for en gitt anvendelse. I én utførelsesform kan mengden forsinkelse for en invers emulsjon-filterkake som skal brytes med et vannbasert fortrengningsfluid ifølge foreliggende oppfinnelse være mer enn enn 1 time. I forskjellige andre utførelsesformer kan mengden forsinkelse for en invers emulsjonfilterkake som skal brytes med et vannbasert fortrengningsfluid ifølge foreliggende oppfinnelse være mer enn enn 3 timer, timer eller timer. Formuleringen av fluidet kan således varieres for å oppnå en forbestemt nedbrytningstid og nedihullstemperatur. [000] Fagmannen vil forstå at i én utførelsesform, mengden forsinkelse for en vannbasert filterkake som skal brytes med et vannbasert viskositetsbrytende fluid kan være mer enn 1 timer. I forskjellige andre utførelsesformer kan mengden forsinkelse for en vannbasert filterkake som skal brytes med et vannbasert viskositetsbrytende fluid være mer enn 24 timer, 48 timer eller 72 timer. I en annen utførelsesform kan mengden forsinkelse for en invers emulsjon-filterkake som skal brytes med et vannbasert viskositetsbrytende fluid være mer enn 1 timer. I forskjellige andre utførelsesformer kan mengden forsinkelse for en invers emulsjon-filterkake som skal brytes med et vannbasert viskositetsbrytende fluid være mer enn 24 timer, 48 timer eller 72 timer. I en tredje utførelsesform kan mengden forsinkelse for en invers emulsjon-filterkake som skal brytes med et invers emulsjon-fortrengningsfluid være

16 1 mer enn 1 timer. I forskjellige andre utførelsesformer kan mengden forsinkelse for en invers emulsjon-filterkake som skal brytes med et invers emulsjonfortrengningsfluid være mer enn 24 timer, 48 timer eller 72 timer. [001] EKSEMPLER [002] Et bærerfluid for gruspakking ifølge utførelsesformer som beskrives her fremstilles ved å blande bestanddelene som formulert i tabell 1 på en Silverson Mixer ved 838 rad.s -1 (8000 rpm). ESCAID 1 er en avsvovlet hydrert kerosen tilgjengelig fra Exxon Company USA (Houston, Texas). Saltløsningen er en kaliumformatsaltløsning med en egenvekt på 1,6. Alkylglykosiden er SAFE-SURF WN, en blanding av anioniske og ikke-ioniske glykosebaserte surfaktanter, tilgjengelig fra M-I LLC (Houston, Texas). Tabell 1. Bærerfluidkomponent Mengde ESCAID 1 32 volum % Saltløsning 68 volum % Alkylglykosid % volum/vloum 1 2 [003] Det resulterende bærerfluidet har en densitet på omtrent 1,32 g/cm 3 (11,0 pund per gallon). Reologien til det resulterende bærerfluidet måles ved anvendelse av en Fann 3-viskositetsmåler ved 49 C (1 F) og 31 rad.s -1 (0 rpm), som gir en målt verdi på omtrent. Bærerfluidets elektriske stabilitet måles (2 ml KRYSTALL ), som gir en verdi på omtrent. [004] Bærerfluidets stabilitet måles ved å holde 0 ml av fluidprøven under statiske betingelser i en målesylinder og observere omfanget av faseseparasjon (definert her som separasjon av de dispergerte olje-/vannfaser og/eller bunnfelling av suspenderte partikler) over tid. Testing av bærerfluidet indikerer at fluidet er en stabil suspensjon over en tidsperiode på minst 1 timer fra dannelse, målt ved romtemperatur og - trykk, idet bærerfluidet utvises tilnærmelsesvis ingen faseseparasjon under denne tidperioden. [00] Som beskrevet over kan bærerfluider for gruspakking ifølge utførelsesformer vist her sørge for effektiv anbringelse av grus i eller tilstøtende det åpne hullet for å skape en fluidstrømningsvei mellom brønnhullet og formasjonen. Denne fremgangsmåten kan være nyttig i brønnhull som er boret med enten vann- eller oljebaserte reservoarboringsfluider. Fluidene ifølge foreliggende oppfinnelse har flere fordeler sammenliknet med kjente fremgangsmåter og bærerfluider for gruspakking,

17 16 inkludert utmerket stabilitet og at de ikke fremviser faseseparasjon i løpet av tidsperioder på 1 timer eller mer. I tillegg kan bærerfluider for gruspakking ifølge utførelsesformer som beskrives her bedre opprenskingen av brønnhull ved å tilføre en alkylglykosid-surfaktant i brønnhullet under gruspakkingsoperasjonen.

18 17 P a t e n t k r a v 1. Fremgangsmåte ved gruspakking av et hull i en undergrunnsformasjon som har en filterkake belagt på sin overflate, omfattende å: injisere inn i hullet en gruspakkesammensetning omfattende grus og et bærerfluid omfattende et basisfluid og minst én alkylglykosid, hvor alkylglykosiden har formelen RO-(R O)xZy hvor bokstaven O representerer et oksygenatom; R representerer en enverdig alkylradikal inneholdende fra 8 til 16 karbonatomer; R representerer et toverdig alkylradikal inneholdende fra 2 til 4 karbonatomer; x representerer antallet oksyalkylen-enheter i alkylglykosiden varierende fra 0 til 12; Z representerer en sakkaridgruppe inneholdende eller 6 karbonatomer, og y representerer antallet sakkaridenheter i glykosiden, og hvor y er i området fra 1 til Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor alkylglykosiden har en HLB-verdi fra 9, til Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, hvor y er i området fra 1,3 til 1,8. 4. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til 3, hvor bærerfluidet videre inkluderer et vektøkende middel som er en saltløsning med høy densitet inneholdende vannløselige salter av alkali- og jordalkalimetaller. 2. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til 4, hvor saltløsningen med høy densitet danner den kontinuerlige fasen i et direkte emulsjonsfluid. 6. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til, hvor direkte emulsjonsfluidet har en diskontinuerlig fase som velges fra oljeholdige fluider i gruppen bestående av dieselolje, mineralolje, syntetiske oljer, fettsyreesterbaserte syntetiske oljer, polyolefinbaserte syntetiske oljer, mettede og umettede polyalfaolefiner, mettede og umettede langkjedede indre olefiner, polydiorganosiloksaner, siloksaner eller organosiloksaner, og blandinger av dette Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til 6, hvor alkylglykosiden forefinnes i en konsentrasjon på fra 0,01 volum% til 1 volum% basert på den totale mengden av basisfluid og surfaktant.

19 18 8. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til 7, hvor basisfluidet omfatter en oljefri ytre fase og en oljeholdig indre fase. 9. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til 8, hvor basisfluidet omfatter en ytterligere surfaktant.. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor den ytterligere surfaktanten velges fra gruppen bestående av sorbitanestere, etoksylert alkohol, fenoler, alkylalkanolamidetoksylat, alkylpoly(etylenoksid), alkylfenolpoly(etylenoksid), fettalkoholer, cocoamid MEA,og blandinger av dette Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til, hvor bærerfluidet har minst én av: en densitet på minst 1,3 g/cm 3 (11 pund per gallon); og en Fann 3-viskometerverdi på eller mindre målt ved 31 rad.s -1 (0 rpm) og 49 C (1 F). 12. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til 11, hvor gruspakkesammensetningen er en stabil suspensjon, som ikke fremviser faseseparasjon i løpet av minst 1 timer målt ved romtemperatur og -trykk. 13. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til 12, hvor bærerfluidet videre omfatter en avleiringshemmer Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til 13, videre omfattende å: la formasjonsfluidene komme inn i brønnen; og produsere fluider fra brønnen Sammensetning, omfattende: et vandig fluid; minst én alkylglykosid; og grus og/eller proppemateriale, hvor alkylglykosiden har formelen RO-(R O)xZy, hvor bokstaven O representerer et oksygenatom; R representerer en enverdig alkylradikal inneholdene fra 8 til 16 karbonatomer; R representerer en toverdig alkylradikal inneholdende 2 til 4 karbonatomer; x representerer antallet oksyalkylenenheter i alkylglykosiden varierende fra 0 til 12; Z representerer en sakkaridgruppe inneholdende eller 6 karbonatomer og y representerer antallet sakkaridenheter i glykosiden, og

20 19 hvor y er i området fra 1 til. 16. Sammensetning ifølge krav 1, videre omfattende et vektøkende middel. 17. Sammensetning ifølge krav 1, videre omfattende: minst én valgt fra et fuktemiddel, et rensemiddel, et fluidtapsstyrende middel, et dispergeringsmiddel, et overflatespenningsreduserende middel, en ph-buffer, en tynner, et fortyningsmiddel, en viskositetsøker, et avleiringshemmende middel, et korrosjonshemmende middel, en organofil leire, et innbyrdes løsende middel og en surfaktant Sammensetning ifølge ethvert av kravene 1 til 17, hvor det vandige fluidet er valgt fra ferskvann, sjøvann, en saltløsning inneholdende organiske og/eller uorganiske oppløste salter, væsker inneholdende vannblandbare organiske forbindelser, og kombinasjoner av dette. 19. Sammensetning ifølge ethvert av kravene 1 til 18, hvor det vandige fluidet danner den kontinuerlige fasen i et direkte emulsjonsfluid. 2. Sammensetning ifølge krav 19, hvor direkte emulsjonsfluidet har en diskontinuerlig fase valgt fra oljeholdige fluider i gruppen bestående av dieselolje, mineralolje, syntetiske oljer, fettsyreesterbaserte syntetiske oljer, polyolefinbaserte syntetiske oljer, mettede og umettede polyalfaolefiner, mettede og umettede langkjedede indre olefiner, polydiorganosiloksaner, siloksaner eller organosiloksaner, og blandinger av dette. 21. Sammensetning ifølge krav 1, hvor proppematerialet omfatter minst én av sand og en keram.