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HINTERGRUND
DER ERFINDUNG
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Gebiet der
Erfindung
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Die
vorliegende Erfindung betrifft Invertemulsions-Fluide, die bei der
Bohrung, Fertigbearbeitung und Überarbeitung
von Öl-
und Gasbohrlöchern
verwendet werden.
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Hintergrund
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Viele
Arten von Fluiden sind bei der Bohrung von Öl- und Gasbohrlöchern verwendet
worden. Die Auswahl einer Öl-basierten
Bohrspülung,
die auch als Öl-basierter Schlamm
bekannt ist, umfasst ein sorgfältiges Abwägen sowohl
der guten als auch der schlechten Eigenschaften derartiger Fluide
für eine
spezifische Anwendung, die Art des zu bohrenden Bohrlochs und die
Eigenschaften des Öl- oder Gasfeldes,
in dem das Bohrloch zu bohren ist. Ein oberflächenaktiver Stoff, der zur
Emulgierung von einverleibtem Wasser in das Öl in der Lage ist, ist ein
wesentlicher Bestandteil von Öl-basierten
Schlämmen.
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Die
primären
Vorteile der Auswahl einer Öl-basierten
Bohrspülung
umfassen: hervorragende Lochstabilität, insbesondere in Schieferformationen;
Bildung eines dünneren
Filterkuchens als des Filterkuchens, der mit einem Wasser-basierten
Schlamm erreicht wird; ausgezeichnete Schmierung des Bohrstrangs
und der Abwärtsbohrlochwerkzeuge;
Durchdringung von Salzbetten ohne Nachfallen oder Vergrößerung des
Loches sowie andere Vorteile, die dem Fachmann bekannt sein sollten.
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Eine
besonders vorteilhafte Eigenschaft von Öl-basierten Schlämmen sind
deren ausgezeichnete Schmiereigenschaften. Diese Schmiereigenschaften
erlauben das Bohren von Bohrlöchern
mit einer signifikanten vertikalen Abweichung, wie es typisch für Off-Shore-
oder Tiefseebohroperationen ist oder wenn ein horizontales Bohrloch
erwünscht
ist. In derart stark abweichenden Bohrlöchern sind Drehung und Widerstand auf
den Bohrstrang ein signifikantes Problem, da das Bohrrohr gegen
die untere Seite des Bohrlochs liegt und das Risiko eines Rohranhaftens
hoch ist, wenn Wasser-basierte Schlämme verwendet werden. Im Gegensatz dazu,
stellen Öl-basierte
Schlämme
einen dünnen,
glitschigen Filterkuchen zur Verfügung, der bei der Verhinderung
eines Rohranhaftens hilft, und auf diese Weise kann die Verwendung
von Öl-basiertem
Schlamm gerechtfertigt werden.
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Trotz
der vielen Vorteile beim Einsatz von Öl-basierten Schlämmen weisen
diese Nachteile auf. Im Allgemeinen führt die Verwendung von Öl-basierten
Bohrspülungen
und -schlämmen
zu hohen Anfangs- und Betriebskosten. Diese Kosten können signifikant
von der Tiefe des zu bohrenden Lochs abhängen. Jedoch können oft
die höheren
Kosten gerechtfertigt werden, wenn die Öl-basierte Bohrspülung das
Nachgeben oder eine Lochvergrößerung verhindert,
was in hohem Maß Bohrungszeit
und -kosten erhöht.
Eine Entsorgung von ölbeschichteten
Gesteinsstückchen
ist eine weitere primäre
Angelegenheit, insbesondere für
Off-Shore- oder Tiefseebohroperationen.
In diesen letzteren Fällen
müssen
die Gesteinsstückchen
entweder sauber von dem Öl
mit einer Detergenzlösung
gewaschen werden, die ebenfalls entsorgt werden muss, oder die Gesteinsstückchen müssen zurückverschifft
werden, um eine Entsorgung in für
die Umwelt sicherer Weise zu unterstützen. Eine weitere Erwägung, die
berücksichtigt
werden muss, sind lokale staatliche Vorschriften, die die Verwendung Öl-basierter
Bohrspülungen
und -schlämme
aus Umweltgründen
beschränken
können.
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Öl-basierte
Schlämme
enthalten oft Wasser, sei es unbeabsichtigt zugegeben während des
Bohrungsvorganges (das heißt
Versickern aus durchdrungenen Formationen oder Restwasser im Loch)
oder beabsichtigt zugegebenes Wasser, um die Eigenschaften der Bohrspülung oder
des Bohrschlamms zu beeinflussen. In derartigen Emulsionen vom Wasser-in-Öl-Typ, auch
als Invertemulsionen bekannt, wird ein Emulgator verwendet, der
die Emulsion stabilisiert. Im Allgemeinen können Invertemulsionen sowohl
wasserlösliche
als auch öllösliche Emulgiermittel
enthalten. Typische Beispiele für
Emulgatoren umfassen mehrwertige Metallseifen, Fettsäuren und
Fettsäureseifen
und andere ähnliche
geeignete Verbindungen, die dem Fachmann bekannt sein sollten. Die
Verwendung traditioneller Emulgatoren und oberflächenaktiver Stoffe in Invert-Bohrspülungs-Systemen
kann den Clean-up- bzw. Wasch- bzw. Reinigungsprozess in Fertigbearbeitungsoperationen mit
offenem Loch verkomplizieren. Bohrspülungen, bei denen traditionelle
oberflächenaktive
Stoff- und Emulgatormaterialien eingesetzt werden, können die
Verwendung von Lösungsmitteln
und andere Wäschen
mit oberflächenaktivem
Stoff erfordern, um den Filterkuchen zu durchdringen und die Benetzbarkeit
der Filterkuchenteilchen umzukehren. Das heißt, das Waschen mit Detergenzien
soll die Öl-nassen
Feststoffe des Filterkuchens in Wasser-nasse Feststoffe umwandeln.
Wasser-nasse Feststoffe im Filterkuchen sind notwendig, so dass
die anschließende
Säurewäsche die
Teilchen des Schlammkuchens angreifen und sie vor Förderung zerstören oder
entfernen kann. Die Produktivität
eines Bohrlochs hängt
etwas von einer effektiven und wirksamen Entfernung des Filterkuchens
bei Minimierung des Potenzials für
Wasserzusetzen, Verstopfen oder anderweitige Schädigung der natürlichen
Strömungskanäle der Formation
ab. Die Probleme eines wirksamen Bohrloch-Clean-ups, einer wirksamen
Bohrlochstimulation und -fertigbearbeitung sind ein signifikanter
Punkt bei allen Bohrlöchern
und insbesondere bei horizontalen Bohrlochfertigbearbeitungen mit
offenem Loch.
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Ein
typischer horizontaler Bohrlochfertigbearbeitungsprozess umfasst
eines oder mehrere der folgenden: Bohren des horizontalen Abschnitts
unter Verwendung einer Öl-basierten
Bohrspülung;
Glätten
gerichteter Korrekturen mit einem Bohrungsöffner; Verschieben des offenen
Lochabschnitts mit einer unverwendeten Einbohrspülung zur Minimierung von Feststoffen,
die der Fertigbearbei tungs(completion)-anordnung ausgesetzt sind;
Führen
der Fertigbearbeitungsanordnung in das horizontale Bohrloch; Verdrängen der
Einbohrspülung
mit einer Fertigbearbeitungsbrühe;
Waschen des Filterkuchens mit Lösungsmitteln
und oberflächenaktiven
Stoffen zur Entfernung oder zum Wegwaschen der Öl-basierten Bohrspülung; Zerstören des
Filterkuchens mit einem Säuredurchtränken; und
Beginnen der Förderung.
Eine Ausdehnung der zum Clean-up des offenen Bohrlochs erforderlichen
Zeit kann zu Bohrlochinstabilität
und möglichem
Zusammenbruch führen.
Der Zusammenbruch eines Bohrlochs wird allgemein als ein schlechtes
Ereignis angesehen, da das Bohrloch dann nochmals zu bohren oder
zu räumen
ist, wenn eine Förderung
aus der Formation erfolgen soll. Somit beschränkt die Stabilität des Bohrlochs
mit offenem Loch die Anzahl der Schritte, die vor Beginn der Förderung durchgeführt werden.
Somit besteht ein Kompromiss zwischen erhöhter Förderung aufgrund eines vollständig gereinigten
Bohrlochs und dem Potential eines Bohrlochzusammenbruchs aufgrund
von Instabilität.
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Im
Hinblick auf das obige besteht ein ungedeckter Bedarf an einer Öl-basierten
Bohrspülung
oder Bohrschlammemulsion, die in Gegenwart der Säuredurchtränkungslösung leicht aufgespalten werden
kann. Ein derartiges Fluid würde
eine Verringerung der Anzahl von Schritten, die bei der Entfernung
des Filterkuchens und Clean-ups des Bohrlochs involviert sind, bei
Minimierung des Risikos für
einen Bohrlochzusammenbruch erlauben. Zusätzlich würde ein derartiges Fluid ein
gründlicheres
und vollständigeres
Clean-up des Bohrlochs erlauben, wodurch die Förderung aus dem Bohrloch erhöht wird.
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ZUSAMMENFASSUNG
DER ERFINDUNG
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Die
vorliegende Erfindung ist allgemein gerichtet auf ein Verfahren
zur Verwendung eines neuen Invertemulsions-Bohrschlamms, der bei
der Bohrung, Fertigbearbeitung oder Überarbeitung eines unterirdischen
Bohrlochs nützlich
ist, in welchem die Öl-nassen
Feststoffe in dem Invertemulsions-Bohrschlamm vom Öl-nass-Typ in Feststoffe
vom Wasser-nass-Typ umgewandelt werden können. In einer spezifischen
Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung umfasst ein Verfahren zur Entfernung
eines Filterkuchens aus einem Bohrloch ein Bohren des Bohrlochs
mit einem neuen Invertemulsions-Bohrschlamm, wobei die Emulsion
von einer Emulsion vom Wasser-in-Öl-Typ zu einer Emulsion vom Öl-Wasser-Typ umgewandelt werden
kann. Der Invertemulsions-Bohrschlamm umfasst ein ölartiges
Fluid, ein nicht-ölartiges
Fluid, einen säureempfindlichen oberflächenaktiven
Stoff und Öl-nasse
Feststoffe. Der säureempfindliche
oberflächenaktive
Stoff ist so ausgewählt,
dass nach Zugabe von Säure
zu dem Invertemulsions-Bohrschlamm
die Invertemulsion aufgespalten wird oder in eine Emulsion vom Öl-in-Wasser-Typ
umgewandelt wird. Das Verfahren umfasst weiterhin ein Waschen des
Filterkuchens mit einem Waschfluid, wobei das Waschfluid Wasser,
einen oberflächenaktiven
Stoff und eine Säure
umfasst. Die Säure
wird so ausgewählt,
dass sie mit dem säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoff in dem Filterkuchen so reagiert, dass die Öl-nassen Feststoffe des Filterkuchens
in Wasser-nasse Feststoffe
umgewandelt werden. Auf diese Weise können die Filterkuchenfeststoffe
aus dem Bohrloch durch Waschen des Bohrlochs mit einem Fluid, vorzugsweise
einem wässrigen
Fluid, entfernt werden.
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Das ölartige
Fluid kann vorzugsweise Dieselöl,
Mineralöl,
ein synthetisches Öl
und geeignete Kombinationen dieser sein und/oder kann ein Material
ausgewählt
aus der Gruppe umfassend Ester, Ether, Acetale, Dialkylcarbonate,
Kohlenwasserstoffe und Kombinationen davon umfassen. Das nicht-ölartige
Fluid ist vorzugsweise eine wässrige
Flüssigkeit,
die aus der Gruppe umfassend Seewasser, organische und/oder anorganische
gelöste
Salze enthaltende Salzbrühe,
eine wässrige
Lösung,
die wassermischbare organische Verbindungen enthält, oder Kombinationen von
diesen ausgewählt
werden kann. Der säureempfindliche
oberflächenaktive
Stoff wird vorzugsweise aus säurehydrolysierbaren,
gemischten Alkyldiethanolamiden, Alkylglukosid, Polyalkylglukosiden,
Alkylalkoxypolydimethylsiloxanen, Polyalkyldimethylsiloxanen oder
Kombinationen davon ausgewählt.
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In
einer anderen Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung kann der Invertemulsions-Bohrschlamm
ein Beschwerungsmittel, ein Brückenbildungsmittel
oder beide enthalten. Derartige Beschwerungsmittel und/oder Brückenbildungsmittel
können
aus der Gruppe umfassend Calciumcarbonat, Dolomit, Siderit, Baryt,
Coelestin, Eisenoxide, Manganoxide, Ulexit, Carnallit und Natriumchlorid
ausgewählt
werden.
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BESCHREIBUNG
VERANSCHAULICHENDER AUSFÜHRUNGSFORMEN
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Die
Grenzflächenspannung
zwischen einem ölartigen
Fluid, z. B. Öl,
und einem nicht-ölartigen
Fluid, z. B. Wasser, ist oft hoch. Wenn die Flüssigkeiten miteinander vermischt
werden, trennen sie sich somit spontan voneinander, sobald das Rühren aufhört, um die
Grenzfläche
zu minimieren. Ein Verringern der Oberflächenspannung mit einem Emulgator
erlaubt einer Flüssigkeit,
eine stabile Dispersion von feinen Tröpfchen in der anderen auszubilden.
Je niedriger die Oberflächenspannung
ist, umso kleiner sind die Tröpfchen
und umso stabiler ist die Emulsion. In den meisten Emulsionen ist
das ölartige
Fluid die dispergierte Phase und das nicht-ölartige Fluid ist die kontinuierliche
Phase. Jedoch können "Invertemulsionen", in denen das nicht-ölartige
Fluid die dispergierte Phase ist und das ölartige Fluid die kontinuierliche
Phase ist, bei Verwendung geeigneter Emulgatoren ausgebildet werden.
Der Fachmann sollte erkennen können,
dass die chemischen Eigenschaften der Emulgatoren bei der Auswahl
eines geeigneten Emulgators zur Bildung stabiler Invertemulsionen wichtig
sind.
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Die
vorliegende Erfindung ist allgemein auf ein Invertemulsions-Fluid
gerichtet, das bei der Bohrung, Fertigbearbeitung und Überarbeitung
von unterirdischen Bohrlöchern,
vorzugsweise Öl-
und Gasbohrlöchern, nützlich ist.
Derartige Verwendungen von Invertemulsions-Fluiden in einer derartigen
Anwendung sollten dem Fachmann bekannt sein, wie es angemerkt ist
in dem Buch COMPOSITION AND PROPERTIES OF DRILLING AND COMPLETION
FLUIDS, 5th Edition, H. C. H. Darley and
George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988.
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In
einer Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung umfasst der Invertemulsions-Bohrschlamm
ein ölartiges
Fluid, ein nicht-ölartiges
Fluid, einen säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoff und Öl-nasse
Feststoffe. Die oberflächenaktive
Stoffkomponente werden derart ausgewählt, dass sie die unerwarteten
und nicht naheliegenden Ergebnisse, die im Wesentlichen hierin beschrieben
sind, zur Verfügung
stellt. Der oberflächenaktive
Stoff sollte funktionell in der Lage sein, einen stabilen Invertemulsions-Bohrschlamm
auszubilden, in dem die ölartige
Flüssigkeit
die kontinuierliche Phase ist und die nicht-ölartige Flüssigkeit die dispergierte Phase
ist. Weiterhin werden nach Zugabe einer Säure die Öl-nassen Feststoffe in dem
Bohrschlamm Wasser-nasse Feststoffe, wobei letztere leichter von
den Bohrlochoberflächen
während
Clean-up- oder Stimulierungsaktivitäten entfernt werden.
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Das
in der vorliegenden Erfindung verwendete ölartige Fluid ist eine Flüssigkeit
und mehr bevorzugt ein natürliches
oder synthetisches Öl
und noch mehr bevorzugt wird das ölartige Fluid ausgewählt aus
der Gruppe umfassend Dieselöl;
Mineralöl;
ein synthetisches Öl,
wie Polyolefine, Polydiorganosiloxane; und Gemische davon. Die Konzentration
des ölartigen
Fluids sollte ausreichend sein, so dass sich eine stabile Invertemulsion
ausbildet, und sie kann weniger als etwa 99 Volumen-% der Invertemulsion
ausmachen. In einer Ausführungsform
reicht die Menge an ölartigem
Fluid von etwa 30 Volumen-% bis etwa 95 Volumen-% und mehr bevorzugt
von etwa 40 Volumen-% bis etwa 90 Volumen-% des Invertemulsions-Fluids.
Das ölartige
Fluid kann in einer Ausführungsform
ein Material ausgewählt
aus der Gruppe umfassend Ester, Ether, Acetale, Dialkylcarbonate,
Kohlenwasserstoffe und Kombinationen davon umfassen.
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Das
nicht-ölartige
Fluid, das bei der Formulierung des Invertemulsions-Fluids der vorliegenden
Erfindung verwendet wird, ist eine Flüssigkeit und vorzugsweise eine
wässrige
Flüssigkeit.
Mehr bevorzugt kann die nicht-ölartige
Flüssigkeit
ausgewählt
werden aus der Gruppe umfassend: Seewasser, eine organische und/oder
anorganische gelöste
Salze enthaltende Salzbrühe;
Flüssigkeiten,
die wassermischbare organische Verbindungen enthalten; und Kombinationen
davon. Die Menge an dem nicht-ölartigen
Fluid beträgt
typischerweise weniger als die theoretische Grenze, die zur Ausbildung
einer Invertemulsion benötigt
wird. Somit beträgt
in einer Ausführungsform
die Menge an nicht-ölartigem
Fluid weniger als etwa 70 Volumen-% und vorzugsweise etwa 1 Volumen-%
bis etwa 70 Volumen-%.
In einer anderen Ausführungsform
macht das nicht-ölartige
Fluid vorzugsweise etwa 5 Volumen-% bis etwa 60 Volumen-% das Invertemulsion-Fluids
aus.
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Die
Auswahl eines säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoffs, der bei der vorliegenden Erfindung nützlich ist, wird durch Kombinieren
einer Menge des ausgewählten
oberflächenaktiven
Stoffs mit Anteilen des ölartigen
Fluids und nicht-ölartigen
Fluids in einem geeigneten Behälter
erreicht. Das Fluid wird dann kräftig gerührt oder
einer Scherung ausgesetzt, um auf diese Weise die zwei Fluide innig
miteinander zu vermischen. Nach Stoppen des Vermischens wird mit
einer visuellen Beobachtung bestimmt, ob eine Emulsion gebildet
ist. Eine Emulsion wird als stabil angesehen, wenn sich das ölartige
und das nicht-ölartige
Fluid nach dem Umrühren
nicht wesentlich voneinander trennen. Das heißt, die Emulsion hält für mehr als
etwa 1 Minute nach dem Anhalten der Rühr- oder Scherbewegung, die
die Emulsion bildete. Ein Test, ob sich eine Invertemulsion ausgebildet
hat oder nicht, besteht darin, einen kleinen Teil der Emulsion zu
nehmen und ihn in einen Behälter
des ölartigen
Fluids einzubringen. Wenn eine Invertemulsion ausgebildet ist, wird
der Emulsionstropfen in dem ölartigen
Fluid dispergieren. Ein alternativer Test besteht darin, die elektrische
Stabilität
der resultierenden Emulsion unter Einsatz eines gewöhnlich erhältlichen
Emulsionsstabilitätstestgeräts zu messen.
Im Allgemeinen wird bei derartigen Tests die zwischen zwei Elektroden
angewandte Spannung erhöht,
bis die Emulsion sich aufspaltet und ein Stromstoß zwischen
den zwei Elektroden fließt.
Die zum Aufspalten der Emulsion erforderliche Spannung wird in der
Technik als Maß für die Stabilität der E mulsion
angesehen. Derartige Tests zur Emulsionsstabilität sollten dem Fachmann wohl
bekannt sein, wie es gezeigt wird durch die Beschreibung auf Seite
166 des Buches COMPOSITION AND PROPERTIES OF DRILLING AND COMPLETION
FLUIDS, 5th Edition, H. C. H. Darley and
George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988.
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Durch
Anwendung der obigen Auswahlkriterien können säureempfindliche oberflächenaktive
Stoffe, die bei der Formulierung von in der vorliegenden Erfindung
nützlichen
Invert-Bohrschlämmen
nützlich
sind, aus säurehydrolysierbaren,
gemischten Alkyldiethanolamiden, Alkylglukosiden, Polyalkylglukosiden,
Alkylalkoxypolydimethylsiloxanen, Polyalkyldimethylsiloxanen oder
Kombinationen davon ausgewählt
werden. In einer Ausführungsform
ist der säureempfindliche
oberflächenaktive
Stoff das Reaktionsprodukt aus der Umsetzung zwischen einer gemischten
Alkylcarbonsäure
und Diethanolamin, wobei die gemischte Alkylsäure wenigstens 40 Gew.-% Linolsäure aufweist.
Vorzugsweise weist die gemischte Alkylsäure weniger als 35 Gew.-% Ölsäure auf.
In einer anderen Ausführungsform
ist der säureempfindliche
oberflächenaktive
Stoff das Reaktionsprodukt der Transamidierungsreaktion zwischen
Diethanolamin und einem Alkylcarbonsäureester. Der Ester kann ein
einfacher Ester, wie ein Methyl- oder Ethylester des Alkylcarbonsäureesters
sein oder er kann ein natürlich
vorkommender Ester sein, wie ein Triglycerid. Vorzugsweise werden
Sojaöl,
Sonnenblumenöl,
Maisöl,
Safloröl
oder Kombinationen davon als der Esterreaktant in der Transamidierungsreaktion
verwendet. Vorzugsweise ist der Emulgator das Reaktionsprodukt eines
1 : 1 molaren Verhältnisses
der Fettsäure
oder des Fett(säure)esters
und dem Amin.
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Der
Fachmann sollte verstehen, dass das Reaktionsprodukt der oben genannten
Transamidierungsreaktion, die zwischen gemischten Alkylcarbonsäureestern
und Diethanolamin stattfindet, zu einem Produkt eines oberflächenaktiven
Stoffs führen
kann, bei dem es sich um ein komplexes Gemisch handelt. Das heißt, das
resultierende Reaktionsprodukt kann ein Gemisch von Verbindungen
sein, das A mide, Amine, Alkylsäuren und
andere Nebenprodukte einschließt.
Die Transamidierungsreaktion von Alkyl- und gemischten Alkylcarbonsäureestern
mit Diethanolamin sollte dem Fachmann wohl bekannt sein. Es ist
eine Routinemaßnahme
für den Fachmann,
den Säureester
mit dem Amin entweder bei Raumtemperatur oder unter Erwärmungsbedingungen umzusetzen,
das Produkt zu extrahieren und das resultierende Reaktionsprodukt
wie oben angemerkt auf die Auswahl eines geeigneten oberflächenaktiven
Stoffes zu testen. Darüber
hinaus sind derartige Transamidierungsprodukte aus kommerziellen
Quellen leicht erhältlich.
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Die
Menge des säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoffs, der in dem Invertemulsions-Fluid der vorliegenden Erfindung
vorliegt, wie oben angemerkt, sollte ausreichend sein, um die Invertemulsion
gemäß dem oben
genannten Test zu stabilisieren. Das heißt, die Emulsion hält für mehr als
etwa 1 Minute nach dem Anhalten der Rühr- oder Scherbewegung, die
die Emulsion ausbildet. Während
die Konzentration von den spezifischen Komponenten in der Bohrspülung oder
dem Bohrschlamm variieren kann, beträgt typischerweise die Konzentration
an dem säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoff weniger als etwa 10 Gew.-% des Fluids. Somit liegt in einer
Ausführungsform
der säureempfindliche
oberflächenaktive
Stoff vorzugsweise in dem Invertemulsions-Bohrschlamm bei einer
Konzentration von 0,1 Gew.-% bis 5,0 Gew.-% vor. Mehr bevorzugt
sollte die Menge an dem vorliegenden säureempfindlichen oberflächenaktiven
Stoff in einer Konzentration von 1 bis 5 Gew.-% des Fluids vorliegen.
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Die
zum Aufspalten der Invertemulsion der vorliegenden Erfindung verwendete
Säure muss
chemisch zur Umsetzung mit dem säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoff befähigt
sein, um auf diese Weise die Fähigkeit
des oberflächenaktiven
Stoffs, die Invertemulsion zu stabilisieren, zu zerstören. Vorzugsweise
sollte die Säure
von ausreichender Stärke
sein, um den säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoff zu hydrolysieren, um auf diese Weise die Invertemulsion aufzuspalten.
In einer Ausführungsform
ist diese Menge größer als etwa
1 Äquivalent
Säure und
vorzugsweise beträgt
sie etwa 1 bis etwa 5 Äquivalente.
Verbindungen, die zur Verwendung als Säure geeignet sind, umfassen
Mineralsäuren
und organische Säuren,
vorzugsweise in Wasser lösliche.
Bevorzugte Mineralsäuren
umfassen Salzsäure,
Schwefelsäure,
Salpetersäure,
Phosphorsäure, Fluorwasserstoffsäure, Bromwasserstoffsäure und
dergleichen. Bevorzugte organische Säuren umfassen Zitronensäure, Weinsäure, Essigsäure, Propionsäure, Glykolsäure, Milchsäure, halogenierte
Essigsäuren,
Buttersäure,
Organosulfonsäuren,
Organophosphorsäuren
und dergleichen. Verbindungen, die nach Auflösung in Wasser Säure erzeugen,
können
ebenfalls verwendet werden, beispielsweise Essigsäureanhydrid,
hydrolysierbare Ester, hydrolysierbare Organosulfonsäurenderivate,
hydrolysierbare Organophosphorsäurederivate, Phosphortrihalogenid,
Phosphoroxyhalogenid, wasserfreie Metallhalogenide, Schwefeldioxid,
Stickstoffoxide, Kohlendioxid und ähnliche derartige Verbindungen.
Typischerweise sollten Fettsäuren
vermieden werden oder in kleinen Mengen verwendet werden, damit
sie nicht die Umkehrbarkeit des säureempfindlichen oberflächenaktiven
Stoffsystems dieser Erfindung stören.
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In
einer noch weiteren Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung können
andere oberflächenaktive Stoffverbindungen
in Verbindung mit den hierin verwendeten säureempfindlichen oberflächenaktiven
Stoffen verwendet werden. In derartigen Fällen ist es jedoch wichtig,
dass die Menge und Natur dieser zusätzlichen oberflächenaktiven
Stoffe das Aufspalten der Invertemulsion bei Zugabe von Säure nicht
verhindert oder ernstlich stört.
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Die
bei der Herstellung der Invert-Bohrschlämme der vorliegenden Erfindung
verwendeten Verfahren sind nicht kritisch. Herkömmliche Verfahren können verwendet
werden, um die Bohrspülungen
der vorliegenden Erfindung in einer Weise herzustellen ist, die
analog zu denen ist, die normalerweise zur Herstellung herkömmlicher Öl-basierter
Bohrspülungen
verwendet werden. Bei einer repräsentativen
Vorgehensweise werden eine gewünschte
Menge eines ölartigen
Fluids, wie ein Basisöl,
und eine geeignete Menge eines säureempfindlichen
Emulgators zusammengemischt und die verbleibenden Komponenten werden
aufeinanderfol gend unter kontinuierlichem Vermischen zugefügt. Eine
Invertemulsion der vorliegenden Erfindung wird ausgebildet, indem
das ölartige
Fluid und das nicht-ölartige
Fluid kräftig
umgerührt,
vermischt oder einer Scherung ausgesetzt werden.
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Die
in der vorliegenden Erfindung verwendeten Invert-Bohrschlämme umfassen
weiterhin Öl-nasse Feststoffe
und wahlweise andere zusätzliche
Chemikalien, in Abhängigkeit
von der Endverwendung der Invertemulsion, solange diese nicht die
Umkehrbarkeit der hierin beschriebenen Invertemulsion-Fluide stören. Beispielsweise
können
Benetzungsmittel, organophile Tone, Viskositätsmittel, Beschwerungsmittel,
Brückenbildungsmittel
und Fluidverluststeuerungsmittel den Fluidzusammensetzungen dieser
Erfindung für
zusätzliche funktionelle
Eigenschaften zugefügt
werden. Die Zugabe derartiger Mittel sollte dem Fachmann auf dem
Gebiet der Formulierung von Bohrspülungen und -schlämmen wohl
bekannt sein. Jedoch sollte angemerkt werden, dass die Zugabe derartiger
Mittel nicht nachteilig die Eigenschaften stören sollte, die durch den hierin
beschriebenen säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoff verliehen werden.
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Benetzungsmittel,
die zur Verwendung in dieser Erfindung nützlich sein können, umfassen
Roh-Tallöl, oxidiertes
Roh-Tallöl,
organische Phosphatester, modifizierte Imidazoline und Amidoamine,
Alkyl-aromatische Sulfate und Sulfonate und dergleichen und Kombinationen
oder Derivate von diesen. Jedoch sollte die Verwendung von Fettsäure-Benetzungsmitteln
minimiert werden, um auf diese Weise nicht die Aufspaltbarkeit der hierin
offenbarten Invertemulsion nachteilig zu beeinflussen. VERSAWET® und
VERSAWET®NS
sind Beispiele für
kommerziell erhältliche
Benetzungsmittel, die von M–I
Drilling Fluids L. L. C. hergestellt und vertrieben werden, und
welche in dieser Erfindung verwendet werden können. Silwet L-77, L-7001,
L7605 und L-7622 sind Beispiele für kommerziell erhältliche
oberflächenaktive
Stoffe und Benetzungsmittel, die von Union Carbide Chemical Company
Inc. hergestellt und vertrieben werden.
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Organophile
Tone, normal Amin-behandelte Tone können als Viskositätsmittel
in den Fluidzusammensetzungen der vorliegenden Erfindung nützlich sein.
Andere Viskositätsmittel,
wie öllösliche Polymere,
Polyamidharze, Polycarbonsäuren
und (–)Seifen
können
ebenfalls verwendet werden. Die Menge an in der Zusammensetzung
verwendetem Viskositätsmittel
kann in Abhängigkeit
von der Endverwendung der Zusammensetzung variieren. Jedoch sind
normalerweise etwa 0,1 Gew.-% bis 6 Gew.-% für die meisten Anwendungen ausreichend.
VG-69TM und VG-PLUSTM sind
Organotonmaterialien, die von M–I
Drilling Fluids L. L. C. vertrieben werden, und VERSA-HRPTM ist ein Polyamidharzmaterial, das von
M–I Drilling
Fluids L. L. C. hergestellt und vertrieben wird, welche in dieser
Erfindung verwendet werden können.
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Beschwerungsmittel
oder Dichtematerialien, die zur Verwendung in dieser Erfindung geeignet
sind, umfassen Hämatit,
Magnetit, Eisenoxide, Magnesiumoxide, Illmenit, Baryt, Siderit,
Coelestin, Dolomit, Calcit, Halit und dergleichen. Die Menge derartigen
zugefügten
Materials, sofern zugefügt,
hängt von
der gewünschten
Dichte der Endzusammensetzung ab. Typischerweise wird Beschwerungsmaterial
zugefügt,
um zu einer Dichte der Bohrspülung
bis zu etwa 2876 kg/m3 (24 Pfund pro Gallone)
zu führen.
Das Beschwerungsmaterial wird vorzugsweise bis zu 2516 kg/m3 (21 Pfund pro Gallone) und am meisten bevorzugt
bis zu 2337 kg/m3 (19,5 Pfund pro Gallone)
zugefügt.
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Fluidverluststeuerungsmittel
wirken typischerweise, indem sie die Wände des Bohrlochs beim Bohren des
Bohrlochs beschichten. Geeignete Fluidverluststeuerungsmittel, die
Verwendung in dieser Erfindung finden können, umfassen modifizierte
Lignite, Asphaltverbindungen, Gilsonit, organophile Humate, hergestellt durch
Umsetzung von Huminsäure
mit Amiden oder Polyalkylenpolyaminen, und andere nicht-toxische
Fluidverlustadditive. Typischerweise werden Fluidverluststeuerungsmittel
in Mengen von weniger als etwa 10 Gew.-% und vorzugsweise weniger
als etwa 5 Gew.-% des Fluids zugefügt.
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Soweit
der Begriff hierin verwendet wird, bedeutet der Begriff "Öl-nasse Feststoffe" jeden teilchenförmigen Feststoff,
der entweder beabsichtigt oder unbeabsichtigt ein Bestandteil des
Invert-Bohrschlamms ist. Ein einfacher Test zur Bestimmung, ob eine
Masse von Teilchen Öl-nass
oder Wasser-nass ist, ist wie folgt: ein kleiner Teil der Feststoffe
wird zusammengeklumpt, um einen kleinen Ball oder eine kleine Masse
zu bilden. Dieser kleine Ball oder diese kleine Masse wird vorsichtig
in einen Behälter
fallengelassen, der Wasser oder irgendein anderes wässriges
Fluid, wie Salzbrühe,
Seewasser oder dergleichen, enthält.
Wenn der Klumpen oder kleine Ball von festen Teilchen leicht auseinanderbricht
und dispergiert, werden die Feststoffe als Wasser-nass angesehen.
Wenn jedoch der Klumpen oder kleine Ball sinkt und eine leidlich
verfestigte Masse auf dem Boden des Behälters bildet, werden die Feststoffe
als Öl-nass
angesehen. Ein anderer Test besteht darin, einen kleinen Teil der
nassen Feststoffe in den Boden eines Teströhrchens einzubringen. Wenn
nach der Zugabe von Wasser gefolgt von Umrühren die Masse am Boden des
Röhrchens
leicht in Wasser suspendiert wird, werden die Feststoffe als Wasser-nass
angesehen. Wenn jedoch die Masse von Teilchen schwierig auseinander
zu brechen oder zu suspendieren ist nach Umrühren, werden die Feststoffe
als Öl-nass
angesehen. Ein ähnlicher
Test kann unter Verwendung eines klaren Öls anstelle von Wasser durchgeführt werden.
In einem derartigen Fall sind die Wasser-nassen Feststoffe schwierig
zu suspendieren und die Öl-nassen
Feststoffe zerbrechen leicht und werden in dem Öl suspendiert.
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Beispiele
für Öl-nasse
Feststoffe in einem Invertemulsions-Bohrschlamm umfassen Tone, Beschwerungsmaterialien,
Brückenbildungsmaterialien,
im Verlaufe des Bohrens erzeugte Bohrfeststoffe und andere ähnliche
spezifische Feststoffe, die im Bohrschlamm vorliegen können. Der
Fachmann sollte wissen, dass die in dem Bohrschlamm enthaltenen
Feststoffe den Filterkuchen um den Rand des Bohrlochs herum während des
Bohrens des Bohrlochs bilden. Somit sind, wenn ein Öl-basierter
Bohrschlamm zum Bohren eines Bohrlochs verwendet wird, die Feststoffe,
die den Filterkuchen ausmachen, Öl-nass.
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Somit
handelt es sich im Hinblick auf das Obige bei einer Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung um ein Verfahren zur Entfernung eines
Filterkuchens aus einem Bohrloch, das das Bohren des Bohrlochs unter Einsatz
eines Invertemulsions-Bohrschlamms, wie er hierin beschrieben ist,
umfasst, ein derartiger Bohrschlamm umfasst ein ölartiges Fluid, ein nicht-ölartiges
Fluid, einen säureempfindlichen
oberflächenaktiven Stoff
und Öl-nasse
Feststoffe. Der säureempfindliche
oberflächenaktive
Stoff wird derart ausgewählt,
dass nach Zugabe einer Säure
die Invertemulsion aufgespalten oder in eine Emulsion vom Öl-in-Wasser-Typ
umgewandelt wird. Vorzugsweise wird der säureempfindliche oberflächenaktive
Stoff aus säurehydrolysierbaren, gemischten
Alkyldiethanolamiden, Alkylglukosiden, Polyalkylglukosiden, Alkylalkoxypolydimethylsiloxanen, Alkylpolydimethylsiloxanen
oder Kombinationen davon ausgewählt.
Stärker
bevorzugt handelt es sich bei dem säureempfindlichen oberflächenaktiven
Stoff um das Reaktionsprodukt eines gemischten Alkylsäureesters
mit wenigstens 40 Gew.-% Linolsäure
sowie Diethanolamin. Mehr bevorzugt weist die gemischte Alkylsäure weniger
als 35 Gew.-% Ölsäure auf.
Stärker
bevorzugt handelt es sich bei dem säureempfindlichen oberflächenaktiven
Stoff um das Transamidierungsreaktionsprodukt einer gemischten Alkylsäure mit
wenigstens 40 Gew.-% Linolsäure
und weniger als 35 Gew.-% Ölsäure sowie
Diethanolamin. In einer verwandten Ausführungsform ist der säureempfindliche
oberflächenaktive
Stoff ein Reaktionsprodukt der Transamidierungsreaktion von Diethanolamin
und Sojaöl,
Sonnenblumenöl,
Maisöl,
Safloröl
und Kombinationen davon. In einer dritten Ausführungsform wird der säureempfindliche
oberflächenaktive
Stoff aus der Gruppe von oberflächenaktiven
Stoffen umfassend Sojadiethanolamid und ähnliche Gemische von C12-C22-Alkyldiethanolamiden, C20-C24-Alkylglukosiden,
C20-C24-Polyalkylglukosiden,
Alkylalkoxypolydimethylsiloxanen, Polyalkyldimethylsiloxanen oder
Kombinationen davon ausgewählt.
-
Das
Verfahren umfasst weiterhin ein Waschen des Filterkuchens mit einem
Waschfluid, das Wasser und eine Säure umfasst. Die Säure wird
derart ausgewählt,
dass sie mit dem säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoff reagiert, und die Öl-nassen
Feststoffe des Filterkuchens in Wasser-nasse Feststoffe umwandelt. Wahlweise
kann das Waschfluid einen oberflächenaktiven
Stoff umfassen, vorausgesetzt, der oberflächenaktive Stoff ist derart
ausgewählt,
dass er mit der Säure,
dem ölartigen
Fluid und dem säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoff verträglich
und nicht-reaktiv ist. Zusätzlich
sollte der oberflächenaktive
Stoff nicht die Umwandlung oder das Aufspalten der Öl-nassen
Feststoffe in Wasser-nasse
Feststoffe stören.
Das Verfahren umfasst auch ein Entfernen des Filterkuchens aus dem
Bohrloch durch Waschen des Bohrlochs mit Fluid. Vorzugsweise handelt
es sich bei dem Fluid um ein wässriges
Fluid und stärker
bevorzugt handelt es sich bei dem Fluid um eine Salzbrühe, Seewasser,
lösliche
anorganische oder organische Salze enthaltendes Wasser und dergleichen.
-
Das
bei dem obigen Verfahren verwendete ölartige Fluid kann etwa 30
Volumen-% bis etwa
99 Volumen-% des Invert-Bohrschlamms ausmachen. Vorzugsweise wird
es aus Dieselöl,
Mineralöl,
einem synthetischen Öl
oder Kombinationen davon ausgewählt.
In einer Ausführungsform
umfasst das ölartige
Fluid etwa 5 Volumen-% bis etwa 10 Volumen-% eines Material ausgewählt aus
Estern, Ethern, Acetaten, Dialkylcarbonaten, Kohlenwasserstoffen
und Kombinationen davon. Das nicht-ölartige Fluid kann etwa 1 Volumen-%
bis etwa 70 Volumen-% des Invert-Bohrschlamms ausmachen. Vorzugsweise
wird das nicht-ölartige
Fluid aus Seewasser, organische und/oder anorganische gelöste Salze
enthaltender Salzbrühe,
einer wässrigen
Lösung,
die wassermischbare organische Verbindungen enthält, oder Kombinationen davon
ausgewählt.
-
In
einer anderen Ausführungsform
des vorliegenden Verfahrens der Erfindung wird das Clean-up eines
Bohrlochs, das mit einem Invertemulsions-Bohrschlamm gebohrt wurde,
durchgeführt.
Das Verfahren umfasst das Formulieren des Invertemulsions-Bohrschlamms,
so dass der Bohrschlamm ein ölartiges
Fluid, ein nicht-ölartiges
Fluid, einen säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoff und Öl-nasse Feststoffe
umfasst. Der säureempfindliche
oberflächenaktive
Stoff wird so ausgewählt,
dass nach Zugabe einer Säure
zu der Invertemulsion die Invertemul sion aufgespalten wird. Das
heißt,
die zuerst gebildete Emulsion vom Wasser-in-Öl-Typ wird
aufgespalten und/oder in eine Emulsion vom Öl-in-Wasser-Typ umgewandelt.
Der Filterkuchen in dem Bohrloch wird dann mit einem ersten Waschfluid
gewaschen, welches ein ölartiges
Fluid und einen oberflächenaktiven
Stoff umfasst. Das erste Waschfluid wird durch das Bohrloch in ausreichenden
Mengen gespült, um
im Wesentlichen den Invertemulsions-Bohrschlamm aus dem Bohrloch
zu entfernen. Das Verfahren umfasst weiterhin ein Waschen des Filterkuchens
mit einem zweiten Waschfluid. Dieses zweite Waschfluid umfasst Wasser,
Seife und eine Säure.
Die Säure
wird so ausgewählt,
dass sie mit dem säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoff reagiert, um auf diese Weise die Öl-nassen Feststoffe des Filterkuchens
in Wasser-nasse Feststoffe umzuwandeln. Der Filterkuchen wird aus
dem Bohrloch entfernt, indem das Bohrloch mit einem wässrigen
Fluid gewaschen wird, bei dem es sich entweder um das zweite Waschfluid
oder Salzbrühe
oder irgendein anderes geeignetes Fluid handelt.
-
Wie
oben beschrieben, wird der säureempfindliche
oberflächenaktive
Stoff so ausgewählt,
dass er eine stabile Invertemulsion bilden kann, aber nach Zugabe
von Säure
zu dem Invertemulsions-Bohrschlamm die Emulsion vom Wasser-in-Öl-Typ aufgespalten und/oder
in eine Emulsion vom Öl-in-Wasser-Typ
umgewandelt wird. Das heißt,
nach der Zugabe von Säure
werden die Öl-nassen
Feststoffe des Filterkuchens, der am Rand des Bohrlochs ausgebildet
ist, in Wasser-nasse
Feststoffe umgewandelt. Vorzugsweise wird der säureempfindliche oberflächenaktive
Stoff aus säurehydrolysierbaren,
gemischten Alkyldiethanolamiden, Alkylglukosiden, Polyalkylglukosiden,
Alkylalkoxypolydimethylsiloxanen, Alkylpolydimethylsiloxanen oder
Kombinationen davon ausgewählt.
Stärker
bevorzugt handelt es sich bei dem säureempfindlichen oberflächenaktiven Stoff
um das Reaktionsprodukt einer gemischten Alkylsäure mit wenigstens 40 Gew.-%
Linolsäure
und Diethanolamin. Mehr bevorzugt weist die gemischte Alkylsäure weniger
als 35 Gew.-% Ölsäure auf.
Stärker
bevorzugt handelt es sich bei dem säureempfindlichen oberflächenaktiven
Stoff um das Transamidierungsreaktionsprodukt eines gemischten Alkylsäureesters
mit wenigstens 40 Gew.-% Linolsäure und
weniger als 35 Gew.-% Ölsäure sowie
Diethanolamin. In einer verwandten Ausführungsform handelt es sich
bei dem säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoff um ein Reaktionsprodukt der Transamidierungsreaktion von Diethanolamin
und Sojaöl,
Sonnenblumenöl,
Maisöl,
Safloröl
und Kombinationen davon. In einer dritten Ausführungsform wird der säureempfindliche
oberflächenaktive
Stoff aus der Gruppe von oberflächenaktiven
Stoffen umfassend Sojadiethanolamid und ähnliche Gemische von C12-C22-Alkyldiethanolamiden,
C20-C24-Alkylglukosiden,
C20-C24-Polyalkylglukosiden,
Alkylalkoxypolydimethylsiloxanen, Polyalkyldimethylsiloxanen oder
Kombinationen davon ausgewählt.
-
Das
in dem obigen Verfahren verwendete ölartige Fluid kann etwa 30
Volumen-% bis etwa
99 Volumen-% des Invert-Bohrschlamms ausmachen. Vorzugsweise wird
es aus Dieselöl,
Mineralöl,
einem synthetischen Öl
oder Kombinationen davon ausgewählt.
In einer Ausführungsform
umfasst das ölartige
Fluid etwa 5 Volumen-% bis etwa 100 Volumen-% eines Material ausgewählt aus
Estern, Ethern, Acetalen, Dialkylcarbonaten, Kohlenwasserstoffen
und Kombinationen davon. Das nicht-ölartige Fluid kann etwa 1 Volumen-%
bis etwa 70 Volumen-% des Invert-Bohrschlamms ausmachen. Vorzugsweise
wird das nicht-ölartige
Fluid aus Seewasser, organische und/oder anorganische gelöste Salze
enthaltender Salzbrühe,
einer wässrigen
Lösung,
die wassermischbare organische Verbindungen enthält, oder Kombinationen davon
ausgewählt.
-
Die
vorliegende Erfindung umfasst weiterhin die hierin offenbarten Zusammensetzungen.
Somit umfasst eine Bohrspülungszusammensetzung
der vorliegenden Erfindung ein ölartiges
Fluid, ein nicht-ölartiges Fluid
und einen säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoff und Öl-nasse
Feststoffe. Der säureempfindliche oberflächenaktive
Stoff ist vorzugsweise das Transamidierungsreaktionsprodukt von
Diethanolamin und einem gemischten Alkylcarbonsäureester, der wenigstens 40
Gew.-% Linolsäure
enthält.
Vorzugsweise wird der gemischte Alkylsäureester aus Sojaöl, Sonnenblumenöl, Maisöl, Safloröl und Gemischen
davon ausgewählt.
-
Wie
früher
oben angemerkt, kann die Auswahl des oberflächenaktiven Stoffs unter Verwendung
der oben dargestellten Tests durchgeführt werden.
-
Die
folgenden Beispiele sind zur Veranschaulichung bevorzugter Ausführungsformen
der Erfindung eingeschlossen. Der Fachmann wird verstehen, dass
die in den folgenden Beispielen offenbarten Techniken und Zusammensetzungen
Techniken darstellen, bei denen von den Erfindern entdeckt wurde,
dass sie in der Praxis der Erfindung gut funktionieren, und dass
sie somit angesehen werden können,
bevorzugte Ausführungsweisen
für die
Praxis darzustellen. Jedoch wird der Fachmann im Lichte der vorliegenden
Offenbarung verstehen, dass viele Änderungen in den spezifischen
Ausführungsformen,
die offenbart sind, durchgeführt werden
können,
und dass man noch ein gleiches oder ähnliches Ergebnis erhält, ohne
vom Umfang der Erfindung abzuweichen.
-
Allgemeine
für die
Beispiele wichtige Informationen
-
Diese
Tests wurden gemäß den Arbeitsweisen
in API Bulletin RP 13B-2, 1990 durchgeführt. Die folgenden Abkürzungen
werden bei der Beschreibung der Versuchsergebnisse verwendet.
-
"PV" bedeutet plastische
Viskosität,
wobei es sich um eine Variable handelt, die bei der Berechnung von
Viskositätseigenschaften
einer Bohrspülung
verwendet wird, gemessen in Einheiten von 1·10–3 Pa·s (Centipoise
(cp)).
-
"YP" bedeutet Fließpunkt,
bei dem es sich um eine andere Variable handelt, die bei der Berechnung von
Viskositätseigenschaften
von Bohrspülungen
verwendet wird, gemessen in N/m2 (Pfund
pro 100 Quadratfuß (lb/100
ft2)).
-
"AV" bedeutet scheinbare
Viskosität,
bei der es sich um eine andere Variable handelt, die bei der Berechnung
von Viskositätseigenschaften
einer Bohrspülung
verwendet wird, gemessen in Einheiten von 1·10–3 Pa·s (Centipoise
(cp)).
-
"GELS" ist ein Maß für die Suspendiereigenschaften
oder die Thixotropiereigenschaften einer Bohrspülung, gemessen in N/m2 (Pfund pro 100 Quadratfuß (lb/100
ft2)).
-
"API F. L." ist der Begriff,
der für
den API-Filtratverlust in Milliliter (ml) verwendet wird.
-
"HTHP" ist der Begriff,
der für
Hochtemperatur-Hochdruck-Fluidverlust verwendet wird, gemessen in Milliliter
(ml) gemäß API Bulletin
RP 13 B-2, 1990.
-
Beispiel 1
-
Formulierung 1
-
Die
folgende Formulierung wurde als Säure-basierte Clean-up-Lösung bzw.
Reinigungslösung
zum Aufspalten der Invertemulsions-Bohrspülung dieser Erfindung verwendet.
Material | Gramm |
konzentrierte
HCl | 35 |
Wasser | 35 |
Propylenglycolpropylether | 15 |
Monateric
CEM-38 | 15 |
-
In
der obigen Formulierungstabelle bedeutet Monateric CEM-38 einen
oberflächenaktiven
Stoff, der von Mona Chemicals erhältlich ist, und alle anderen
Materialien sind aus kommerziellen Quellen gewöhnlicherweise erhältlich.
-
Formulierung 2
-
Die
folgende Formulierung wurde als Lösungsmittel-basierte Clean-up-Lösung für eine Lösungsmittelwäsche vor
einem Säure-Clean-up zum Aufspalten
der Invertemulsions-Bohrspülungen
dieser Erfindung verwendet.
Material | Gramm |
IO
C16-C18 | 80 |
Propylenglycolpropylether | 10 |
NP-60 | 10 |
-
In
der obigen Formulierungstabelle bedeutet IO C16-C18 ein isomerisiertes Olefin, das von Amoco
Chemicals erhältlich
ist; NP-60 ist ein sechs(fach)-ethoxyliertes Nonylphenol von Witco
Chemicals; und alle anderen Materialien sind aus kommerziellen Quellen
gewöhnlicherweise
erhältlich.
-
Die
folgenden Bohrschlammformulierungen wurden hergestellt, um die Nützlichkeit
der säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoffe dieser Erfindung im Säure-Clean-up-Prozess
zu veranschaulichen.
-
-
In
der obigen Formulierungstabelle handelt es sich bei IO C16-C18 um ein isomerisiertes
Olefin, das von Amoco Chemicals erhältlich ist; VG PLUSTM ist ein Organoton, der von M–I Drilling
Fluids erhältlich
ist; NOVAMULTM ist ein oberflächenaktiver
Stoff, der von M–I
Drilling Fluids erhältlich
ist; Monamide 150 ADY ist ein oberflächenaktiver Stoff, der von
Mona Chemicals erhältlich
ist; und alle anderen Materialien sind aus kommerziellen Quellen
gewöhnlicherweise
erhältlich.
-
Die
obigen Formulierungen wurden gemäß der folgenden
allgemeinen Arbeitsweise gemischt.
- (1) Mische
IO C16-C18, VG PLUSTM und Kalk in einem Glasgefäß und rühre für 10 Minuten
auf einem Hamilton-Beach-Mischer.
- (2) Gebe oberflächenaktive
Stoffe hinzu und mische für
10 Minuten.
- (3) Füge
Calciumchlorid-Salzbrühe
hinzu und mische für
15 Minuten.
- (4) Füge
CaCO3 hinzu und mische für 20 Minuten.
- (5) Die obigen Formulierungen wurden bei 8000 UPM für 10 Minuten
auf einem Silverson-Mischer vermischt.
-
Die
folgenden Rheologien wurden bei 65,6°C (150°F) nach Wärmealterung bei 79,4°C (175°F) für 16 Stunden
gemessen.
-
-
Die
obigen Formulierungen wurden mit 25,0 ml Säure-basierter Formulierung
1 behandelt. Die Invertemulsion von Schlamm-Formulierung 4 wurde
aufgespalten, und der E. S. fiel auf 7. Das CaCO3 war
Wasser-nass und in Wasser dispergierbar. Im Gegensatz dazu wurde
die Invertemulsion von Schlamm-Formulierung 3 nicht vollständig aufgespalten
und CaCO3-Feststoffe blieben Öl-nass und
dispergierten nicht in Wasser.
-
In
einem zweiten Experiment wurde Schlamm-Formulierung 4 zuerst mit
einem gleichen Volumen von Lösungsmittel
von Formulierung 2 behandelt. Die CaCO3- Feststoffe wurden
abgetrennt und mit 15 ml Lösungsmittel
von Formulierung 1 behandelt. Nach Beendigung dieser Behandlung
waren die CaCO3-Feststoffe vollständig Wasser-nass
und wurden leicht in einer 10%igen Salzsäurelösung aufgelöst.
-
Beispiel 2
-
Um
die Nützlichkeit
von Bohrschlämmen
zu veranschaulichen, die hierin offenbarte säureempfindliche Invertemulgatoren
enthalten, wurden die folgenden Experimente durchgeführt, in
denen der Bohrschlamm mit herkömmlichen
verunreinigenden Mitteln, die man bei einer Bohroperation antrifft,
verunreinigt war.
-
Aliquote
der oben in Beispiel 1 beschriebenen Bohrschlämme wurden wie unten beschrieben
verunreinigt. Insbesondere Formulierung 3 wurde als Beispiel für eine herkömmliche
Bohrspülung
(d. h. Kontrolle) verwendet, deren wichtige Eigenschaften mit Formulierung
4, einem Bohrschlamm, der eine beispielhafte Ausführungsform
dieser Erfindung darstellt, verglichen wurden. Alle Fluide wurden
bei 79,4°C
(175°F)
für 16
Stunden nach Verunreinigung wärmegealtert.
Die rheologischen Eigenschaften wurden bei 65,6°C (150°F) gemessen.
-
Die
folgenden Eigenschaften wurden nach Verunreinigung mit 10 Volumen-%
Seewasser beobachtet.
-
-
Die
folgenden Eigenschaften wurden nach Verunreinigung mit 10 Gramm
Grün-Zement beobachtet.
-
-
Die
folgenden Eigenschaften wurden nach Verunreinigung mit 25 Gramm
Rev. Dust (Staub), einem teilchenförmigen Material, das üblicherweise
zur Simulierung von Bohrgesteinsstückchen verwendet wird, beobachtet.
-
-
Die
folgenden Eigenschaften wurden nach Verunreinigung mit 10 Volumen-%
Zechstein-Salzbrühe beobachtet.
-
-
Der
Fachmann auf dem Gebiet von Bohrspülungen sollte anhand der obigen
Werte leicht erkennen, dass Bohrspülungen, die gemäß der vorliegenden
Erfindung hergestellt worden sind, mit Bohrschlämmen vergleichbar sind, die
unter Einsatz herkömmlicher
Gebinde bzw. Packungen von oberflächenaktivem Stoff hergestellt
worden sind. Es sollte jedoch auch erkannt werden, dass die Invertemulsions-Bohrschlämme der
vorliegenden Erfindung nach der Zugabe von Säure leicht aufspaltbar sind,
was eine Eigenschaft ist, die früher
in herkömmlichen
Invertemulsions-Bohrschlämmen
nicht gefunden wurde.
-
Beispiel 3
-
Die
folgenden Schlammformulierungen wurden hergestellt, um die Nützlichkeit
von säureempfindlichen
Emulgatoren dieser Erfindung in Kombination mit anderen oberflächenaktiven
Stoffen zu veranschaulichen.
-
-
-
In
der obigen Formulierungstabelle sind die Abkürzungen für die Materialien die gleichen
wie diejenigen, die oben in Beispiel 1 verwendet wurden, außer dass
Versa-WetTM ein oberflächenaktiver Stoff ist, der
von M–I
Drilling Fluids erhältlich
ist; O.S.-118665a ein oberflächenaktiver
Stoff ist, der von Lubrizol erhältlich
ist; und alle anderen Materialien sind aus kommerziellen Quellen
herkömmlicherweise
erhältlich.
-
Die
obigen Schlammformulierungen wurden gemäß der allgemeinen, oben in
Beispiel 1 beschriebenen Arbeitsweise gemischt und anschließend bei
93,3°C (200°F) für 16 Stunden
wärmegealtert.
Die folgenden rheologischen Eigenschaften wurden bei 65,6°C (150°F) gemessen.
-
-
Jede
der obigen Schlammformulierungen wurde mit 35,0 ml Säure-basierter
Formulierung 1 behandelt. In beiden Fällen wurden die früher Öl-nassen
Feststoffe in Wasser-nasse Feststoffe umgewandelt, die in Wasser
dispergierbar waren.
-
Beispiel 4
-
Die
folgenden Schlammformulierungen wurden unter Einsatz eines säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoffs dieser Erfindung hergestellt, um die Temperaturstabilität des resultierenden
Bohrschlamms zu veranschaulichen. Formulierung
7
Materialien | Gramm |
IO
C16-C18 | 128 |
VG
PLUSTM | 4,0 |
Kalk | 4,0 |
Monamide
150 ADY | 10,0 |
NovaWetTM | 2,0 |
25%ige
CaCl2-Salzbrühe | 87,0 |
CaCO3 (fein) | 293,0 |
-
In
der obigen Formulierungstabelle sind die Abkürzungen für die Materialien die gleichen
wie diejenigen, die in Beispiel 1 oben verwendet wurden, außer dass
NOVA-WET ein oberflächenaktiver
Stoff ist, der von M–I
Drilling Fluids erhältlich
ist; und alle anderen Materialien sind aus kommerziellen Quellen
herkömmlicherweise
erhältlich.
-
Die
obige Formulierung wurde gemäß der allgemeinen,
in Beispiel 1 beschriebenen Arbeitsweise gemischt. Die anfänglichen
und wärmegealterten
Rheologien wurden bei 65,6°C
(150°F)
gemessen. Der Schlamm der Formulierung 7 wurde bei 96,1°C (205°F) für 24 Stunden
und 48 Stunden wärmegealtert.
Die folgende Tabelle gibt die Eigenschaften nach jeder Wärmealterungsperiode
an.
-
-
Nimmt
man die obigen Werte, sollte der Fachmann erkennen, dass die Invertemulsions-Bohrschlämme der
vorliegenden Erfindung Temperaturen widerstehen können, die
typischerweise in Bohroperationen angetroffen werden.
-
Beispiel 5
-
Die
folgende Schlammformulierung wurde gemischt, um die Nützlichkeit
von säureempfindlichen
oberflächenaktiven
Stoffen dieser Erfindung bei einer Säure-wasch-Clean-up-Vorgehensweise zu veranschaulichen. Formulierung
8
Materialien | Gramm |
IO
C16-C18 | 158 |
VG
PLUSTM | 5,0 |
Kalk | 4,0 |
Monamide
150 ADY | 12,0 |
Nova
WetTM | 1,5 |
25%ige
CaCl2-Salzbrühe | 29 |
CaCO3 | 321,96 |
-
In
der obigen Formulierungstabelle sind die Abkürzungen für die Materialien die gleichen
wie diejenigen, die in den früheren
Beispielen verwendet wurden.
-
Die
obige Schlammformulierung wurde gemäß der in Beispiel 1 angegebenen
Arbeitsweise hergestellt. Der Schlamm wurde bei 93,3°C (200°F)/16 Stunden
wärmegealtert.
Anfängliche
und wärmegealterte rheologische
Eigenschaften wurden bei 65,6°C
(150°F)
gemessen. In einem anderen Experiment wurde die obige Schlammformulierung
mit 25 g Rev Dust (Staub) verunreinigt und bei 93,3°C (200°F) für 16 Stunden
wärmegealtert.
Das Ergebnis beider Experimente ist unten angegeben.
-
-
Die Öl-nassen
Filterkuchen, die aus dem HTHP-Filtratverlust in obigen Schlämmen erhalten
wurden, wurden zuerst mit 25 ml Lösungsmittel-basierter Formulierung
2 gewaschen. Die Filterkuchen wurden dann in Säure-basierter Clean-up-Formulierung 1 durchtränkt. Es
wurde gefunden, dass die zuvor Öl-nassen
Filterkuchenfeststoffe Wasser-nass sind und sofort in Säurelösung aufgelöst wurden.
Es wurden keine Öl-nassen Feststoffe
in der Säurewäsche beobachtet.
-
Während die
Zusammensetzungen und Verfahren dieser Erfindung im Hinblick auf
bevorzugte Ausführungsformen
beschrieben worden sind, wird es dem Fachmann offensichtlich sein,
dass Abwandlungen auf das hierin beschriebene Verfahren angewandt
werden können,
ohne vom Konzept, Umfang der Erfindung abzuweichen. Jeder derartige ähnliche
Ersatz und alle derartigen ähnlichen
Modifikationen, die dem Fachmann offensichtlich sind, werden für im Umfang
und Konzept der Erfindung liegend gehalten, wie sie in den folgenden
Ansprüchen
dargelegt ist.