DE60015282T2

DE60015282T2 - Öl- und Invertöl-Emulsions-Bohrfluide mit verbesserten Antiabsetzeigenschaften

Info

Publication number: DE60015282T2
Application number: DE60015282T
Authority: DE
Inventors: Mahalingam Santhanam; Keith Macnally
Original assignee: Elementis Specialties Inc
Current assignee: Elementis Specialties Inc
Priority date: 1999-12-23
Filing date: 2000-11-29
Publication date: 2005-11-10
Anticipated expiration: 2020-11-30
Also published as: ATE280817T1; US6339048B1; CA2322094A1; DE60015282D1; EP1111024B1; MXPA01000247A; EP1111024A1; US20050036604A1

Description

BEZEICHNUNG DER ERFINDUNG
ÖL- und INVERTÖL-EMULSIONS-BOHRFlUIDE MIT VERBESSERTEN ANTIABSETZEIGENSCHAFTEN
ALLGEMEINER STAND DER TECHNIK
BEREICH DER ERFINDUNG
Die vorliegende Erfindung betrifft verbesserte Bohrfluide, die in der Öldienstleistungsindustrie auch als Bohrschlämme bekannt sind und insbesondere auf Öl- oder Invertöl-Emulsionsarten von Bohrfluiden, in denen Wasser in einem Medium auf Ölbasis dispergiert wird. Wenn in einer Spülungsanlage hergestellt, werden solche Bohrfluidzusammensetzungen oft auch als Spülungsanlagenformulierungen bezeichnet.
Spülungsanlagenformulierungen enthalten spezielle Materialien, um die Eigenschaften der Bohrfluide, wie z.B. die Fließeigenschaften, zu verbessern, wodurch ein Bohrfluid bereitgestellt wird, das homogen und stabil ist und das verhindert, dass sich die verwendeten Beschwerungsmaterialien während des Transports und der Lagerung absetzen. Sobald das Bohrfluid einmal im Einsatz ist und durch das Bohrloch zirkuliert wird, wird dieses als Feldschlamm bezeichnet, was darauf hindeutet, dass die Spülflüssigkeit Bohrgut vom Bohrloch und andere Fremdkörper enthält. Zusatzstoffe, die zum Verbessern der spezifischen Eigenschaften der Spülungsanlagenformulierung verwendet werden, sollten die Leistung der Spülflüssigkeit nicht negativ beeinträchtigen, während sich diese im Bohrloch befindet. Diese Materialien stellen auf bevorzugte Weise jedoch auch gegenwärtige vorteilhafte Eigenschaften sowie eine verbesserte Leistung der Spülflüssigkeit bereit, während diese durch das Bohrloch zirkuliert.
Die Erfindung ist insbesondere darauf ausgerichtet, neuartige Fluide mit verbesserten rheologischen sowie Antiabsetzeigenschaften bereitzustellen; wobei das Antiabsetzen die Fähigkeit der Fluide ist, ihre Struktur suspendiert zu halten, und eine Vielzahl von Feststoffpartikelarten zusammen mit dem Fluid zu befördern, wobei die wichtigsten davon die Beschwerungsmaterialien und das Bohrgut sind. Diese Eigenschaften sind besonders wertvoll wenn ein nicht vertikal ausgerichteter Bohrvorgang unternommen wird.
Die vorliegende Erfindung betrifft insbesondere Bohrfluidzusammensetzungen oder -systeme, die einen beschriebenen flüssigen Zusatzstoff enthalten, der ebenfalls das Absetzen des Beschwerungsmaterials während der Lagerung und des Transports zur Bohrinsel und während des Bohrbetrieb reduziert oder eliminiert. Die vorliegende Erfindung betrifft insbesondere ein Bohrfluid, das einen verbesserten Zusatzstoff enthält, der bei Raumtemperatur in einer gießbaren, flüssigen Form vorhanden ist und der keine Lösungsmittel benötigt, um seinen flüssigen Zustand zu erreichen. Solch ein Zusatzstoff, wenn er unter der im Spülwerk typischerweise angetroffenen niedrigen Schermischung in ein Bohrfluid eingearbeitet wird, stellt eine verbesserte Suspension der Beschwerungsmittel und anderer Zusatzstoffe sowohl während der Lagerung als auch während des Transports zur Bohrinsel und während der Verwendung im Bohrloch bereit.
Überraschenderweise arbeitet der nachfolgend ausführlich beschriebene Zusatzstoff ein einer am meisten bevorzugten Ausführungsform auf synergetische und einträchtige Weise mit den organischen Tonerden in der Spülung zusammen, um ein System bereitzustellen, das effektiv bei sowohl niedriger Scherkraft und Raumtemperatur als auch bei einer hohen Scherkraft und erhöhten Temperaturen funktioniert.
Hintergrund der Erfindung
Bohrfluidzusammensetzungen
Die Rotarybohrmeißelerkundungsoperationen der US Ölindustrie setzen „Bohrschlämme" oder Bohrfluide ein. Diese Spülflüssigkeiten werden unter Druck nach unten durch eine lange Reihe von Bohrrohrleitungen, dann durch das Zentrum des Bohrmeißels am Boden des Bohrlochs, dann zurück nach oben durch den Ringraum zwischen der Außenseite der Reihe von Bohrrohrleitungen und nach oben entlang der Bohrlochwand an der Oberfläche gepumpt. Bohrfluide auf Ölbasis, die Flüssigkeitsträger der Spülflüssigkeit, umfassen oft Öle (Diesel, Polyalphaolefinen oder Mineralen, Propylenglykol, Methylglykosid und modifizierten Estern und Ethern) und Öl-Invert-Emulsionen, in welchen Wasser in einem Medium auf Ölbasis dispergiert ist.
Bohrfluide stellen eine Reihe von zusammen hängenden Funktionen bereit, um den Anforderungen an die Ölindustrie für ein gewerbliches Bohrfluid gerecht zu werden. Diese Funktionen können wie folgt gruppiert sein:

(1) Das Fluid muss die Feststoffpartikel zum Zweck des Ausfilterns und der Entsorgung an die Oberfläche suspendieren und befördern.
(2) Es muss eine Tonerde oder eine andere Substanz transportieren, die in der Lage ist, sich an die unverkleidete Bohrlochoberfläche zu haften und diese zu beschichten sowohl um (a) die ungewünschten Fluide, die angetroffen werden können, wie z.B. Sole, auszuschließen, wodurch diese daran gehindert werden, sich mit dem rheologischen Profil der Spülflüssigkeit zu vermischen und diese zu verschlechtern, als auch um (b) den Verlust des Bohrlochdrucks durch einen Flüssigkeitsverlust zu verhindern, sollte das Bohrloch ein Intervall von porösem Formationsmaterial durchlaufen.
(3) Es muss ein Zusatz-Beschwerungsmittel (zum Erhöhen der relativen Dichte der Spülflüssigkeit), im Allgemeinen Baryt (ein Bariumsulfaterz, das auf eine feine Partikelgröße gemahlen ist) suspendiert halten, sodass die gesamte Säule beim Antreffen von unter Druck stehenden Taschen aus entflammbarem Gas nicht unterbrochen wird, was ansonsten zu einem reduzierten Bohrlochdruck als auch dem Erzeugen eines „Ausbruchs" führen würde, in welchem die Flüssigkeit und sogar der Bohrschaft heftig aus dem Bohrloch ausgestoßen würden, was zu katastrophalen Schäden, besonders durch Feuer, führen würde.
(4) Sie muss den Bohrmeißel ständig schmieren, um die Bohreffizienz zu fördern und Verschleiß am Meißel zu herauszuzögern.

Der Zusammenhang dieser Funktionen kann durch die Tatsache erkannt werden, dass die ungewünschten Materialien, die an der Oberfläche entfernt werden sollen, nicht nur „Bohrgut" von dem Material, durch welches der Meißel läuft, enthält, sondern auch Teile des Bohrmeißels selbst, des Baryts oder anderen Beschwerungsmaterialien und Substanzpartikel, wie z.B. Geliermittel, gelöste Gase und Salze, die erzeugt werden, wenn andere Flüssigbestandteile unter den in tieferen Bohrlöchern angetroffenen, hohen Temperaturen „verbraucht" werden und sich manchmal mit den Agglomeratpartikeln verschmelzen. Jede Substanz, die zum Erreichen einer gewünschten Eigenschaft hinzugefügt wird, wie z.B. für eine verbesserte Schmierungs- oder Druckkontrolle, kann potentiell zu der ultimativen Erzeugung von Abfall führen, der entsorgt werden muss.
Es sollte bemerkt sein, dass ein Bohrfluid seine verschiedenen Funktionen nicht nur dann ausführen muss, wenn der Bohrmeißel tatsächlich auf den Boden des Bohrlochs auftrifft, sondern ebenfalls dann, wenn der Bohrstab ruht oder aus dem einen oder anderen Grund entfernt oder wieder eingesetzt werden muss. Insbesondere muss Bohrgut im Fall eines Abschaltens der Bohrtätigkeit in Suspension gehalten werden.
Die Antiabsetzeigenschaften der Bohrfluidzusammensetzungen
Bei einem idealen Bohrfluid handelt es sich um ein thixotropes System. D.h. (1) es weist bei Scherung eine niedrige Viskosität auf, wie z.B. während des Rührens oder der Zirkulation (wie durch das Pumpen oder anderweitig), wenn jedoch (2) die Schertätigkeit angehalten wird, muss sich das Fluid absetzen oder gelieren, um das Bohrgut an Ort und Stelle zu halten und es muss relativ schnell gelieren, wobei eine ausreichende Gelstärke erreicht wird, bevor die suspendierten Materialien um einen erheblichen Abstand abfallen und (3) dieses Verhalten sollte so gut wie gänzlich umkehrbar sein. Auch wenn es sich um eine frei fließende Flüssigkeit handelt, muss das Fluid außerdem eine ausreichend hohe Viskosität beibehalten, um sämtliche ungewünschten Feststoffe vom Boden des Bohrlochs an die Oberfläche zu tragen. Nach einer Langzeitunterbrechung der Zirkulation, z.B. wenn das Bohrfluid aus dem Bohrloch auf einen Wartebehälter oder einen Teich ausgestoßen worden ist, sollte die Gelstruktur weiterhin von solcher Natur sein, dass sie dem Bohrgut oder anderen ungewünschten Feststoffen das Absetzen aus der flüssigen Fraktion im Zeitablauf ermöglicht.
Ein Hauptproblem, mit dem Wissenschaftler und Techniker der „Spülflüssigkeits-Chemie" beschäftigt sind, ist die Herstellung von Bohrspülungen mit den oben beschriebenen erforderlichen thixotropen Eigenschaften, die gleichzeitig entscheidend wichtige Antiabsetzeigenschaften aufweisen müssen. Bohrzusammensetzungen haben im Laufe der Jahre die Aufmerksamkeit von sowohl Wissenschaftlern, als auch von Handwerkern in Anspruch genommen, wobei eine große Anzahl von verschiedenen Verbesserungen unternommen und patentiert worden sind. Die Zusammensetzungen dieser verschiedenen Fluide werden von vielen als eine „schwarze Kunst" erachtet – in Wirklichkeit schließen solche Fluide und deren Zusatzstoffe hoch komplizierte chemische, physikalische und rheologische Analysen unter Anwendung von fortschrittlichen wissenschaftlichen Apparaten und umständlichen mathematischen Kalkulationen und Modellierungen ein.
Das „Antiabsetzen" beinhaltet die Gesichtspunkte der Gewährleistung der Suspension und Kontrolle einer breit variierenden Materie, einschließlich der Beschwerungsmaterialien während des Transports des Fluids zur Bohranlage. Idealerweise beinhaltet es die Notwendigkeit eines Kontrollmaßes, wenn Schergeschwindigkeit und – kraft hoch, niedrig oder gar nicht vorhanden sind, und bedarf der Kontrolle des Anschwitzens und der Ablagerung solcher Partikel über weite Bereiche von a) Temperaturen (von 0 ° bis hin zu 300 °C), b) Laufzeiten, c) Drücken (von nur ein paar Bar bis hin zu denen, die durch eine Flüssigkeitssäule ausgeübt werden, die sich über Tausende von Fuß erstrecken kann) und d) Bohrrichtungen (von vertikal bis horizontal).
Seit vielen Jahren wird nach einem verbesserten Zusatzstoff zum Modifizieren und Kontrollieren der Suspensionseigenschaften von Bohrfluiden gesucht, der effizient, leicht zu handhaben und in einem weiten Bereich von Spülflüssigkeiten leicht zu dispergieren und unter einem weiten Bereich von Bedingungen zu verwenden wäre.
Öl- und Invertöl-Emulsions-Bohrfluide
Bohrfluide oder Spülflüssigkeiten werden typischerweise nach ihrem Basisfluid oder kontinuierlichen Phase entweder als Spülflüssigkeiten auf Wasserbasis oder als Spülflüssigkeiten auf Ölbasis klassifiziert. Bohrfluide können eine Mischung aus Basisflüssigkeiten enthalten und werden typischerweise durch das vorherrschende oder kontinuierliche Basisfluid klassifiziert, wobei das Fluid, das in geringeren Mengen vorhanden ist, die interne oder emulgierte Phase wird.
Die Anwendung von Öl- oder Invertöl-basiertem-Bohrfluid oder Spülflüssigkeiten auf Ölbasis in der Ölforschung nimmt dank der anspruchsvolleren Anforderungen, die in Tiefbohr- und/oder nicht vertikalen und umgeleiteten Bohrlöchern angetroffen werden, rapide zu. Verglichen mit den länger etablierten Bohrspülungen auf Wasserbasis weisen sie eine Reihe von Nachteilen auf, einschließlich einer reduzierten Wechselwirkung mit Erdformationen und verbesserter Schlüpfrigkeit. Obwohl die Bohrspülungen und Verfahren gemäß dieser Erfindung besonders für Invert-Emulsionssysteme geeignet sind, können Sie ebenfalls Anwendung in anderen Spülflüssigkeiten auf Ölbasis finden.
Spülflüssigkeiten auf Ölbasis weisen ein aromatisches oder aliphatisches Öl oder eine Mischung aus Ölen als die kontinuierliche Phase auf. Bei diesen Ölen kann es sich um Diesel, Mineral oder synthetisches (PAO, Ester, Ether) Öl handeln. Sie können gänzlich aus Öl bestehen oder, was noch üblicher ist, Wasser in einem Bereich von 5 % bis 50 % und aufwärts enthalten. In dieser Spülflüssigkeit wird das Wasser zur internen Phase, in das Öl als eine heterogene feine Dispersion emulgiert und das resultierende System wird dann als eine Öl- oder Invert-Emulsions-Spülflüssigkeit bezeichnet. Öl-Invert-Emulsions-Bohrspülungen werden allgemein in der ganzen Welt verwendet und bestehen aus einem Drei-Phasen-System: Öl, Wasser und Feinfeststoffe. Die wässrige Phase kann eine Lake sein. Der Zusatz einer Lake reduziert den Gesamtpreis der Spülung, reduziert das Risiko einer Verbrennung des Öls und verbessert die Wasserakzeptanz in der Spülflüssigkeit. Die bevorzugte Lake ist gewöhnlich eine wässrige Lösung aus einem anorganischen Salz, wie z.B. Natriumchlorid oder Calciumchlorid.
Emulgatoren, Beschwerungsmittel, Flüssigkeitsverlust-Zusatzstoffe, Salze und zahlreiche andere Zusatzstoffe können in der Spülflüssigkeit in der Spülanlage oder während der Verwendung zur Verbesserung ihrer Leistung hinsichtlich einer oder mehrerer Eigenschaften enthalten sein, oder in diese dispergiert werden. Diese Zusatzstoffe können organischer oder anorganischer Natur sein.
Wie Bohrspülungen funktionieren
Wie bereits oben angemerkt, wird die verwendete Bohrspülung unter Druck nach unten durch die Reihe von Bohrrohrleitungen, durch das Zentrum des Bohrmeißels, dann durch den Ringraum zwischen der Außenseite des Bohrstabs und der Bohrlochwand, zurück nach oben zur Oberfläche gepumpt. Diese Zirkulation entfernt ständig Bohrgut von dem Momentanboden des Bohrlochs und hebt diese über den gesamten Abstand von diesem Boden zu der Oberfläche zur Entsorgung an. Ein solcher Abstand kann Tausende oder Zehntausende von Fuß betragen.
Bohrspülungen sind so vorgesehen, dass sie scherverdünnend sind und weniger dynamische Antiabsetzeigenschaften aufweisen, wenn sie das Bohrrohr herunter zirkulieren und aus dem Meißel austreten, und ein Wiedererlangen einer Viskosität aufweisen, die bei einer niedrigen Schergeschwindigkeit hoch genug ist, um höhere Antiabsetzeigenschaften bereitzustellen, während diese nach oben zurück durch den Ringraum aufsteigen. Das Vorhandensein von nicht entferntem Bohrgut in der Spülung senkt die Bohreindringraten bei einem resultierenden Anstieg der Gesamtkosten für das Bohren im Bohrloch. Wenn es sich einmal in dem Ringraum befindet, neigt das Bohrgut, das im Allgemeinen dichter ist als die kontinuierliche Phase der Spülflüssigkeit selbst, dazu, sich nach unten unter der Einwirkung von Schwerkraft abzusetzen. Es ist zu beachten, dass dies bedeutet, dass die Geschwindigkeit der Bohrspülung nach oben in den Ringraum höher sein muss, als die Absetzrate, um das Bohrgut an die Oberseite des Bohrlochs zu bringen.
Während der Bohrmeißel in die Erde einschneidet, sammelt sich das Bohrgut an, während der Bohrbetrieb fortgesetzt wird und sich die Tiefe des Bohrlochs erhöht. Eine Bohrspülung, die verwendet wird, um dieses Bohrgut an die Oberfläche für deren Entfernen zu tragen, muss die kontinuierliche Funktion des Bohrmeißels ermöglichen und dafür sorgen, das das ständig sich vertiefende Bodenloch (wo der Meißel einschneidet) stets sauber und frei von Bohrgut gehalten wird. Während sich das Loch vertieft, erhöht sich der Gesamtbetrag der beteiligten Spülung und der Unterschied zwischen den Bedingungen an der Oberfläche und denen, die im Bohrloch auftreten, erhöht sich. Auch wenn ein Bohrhammer oder ein anderes, nicht rotierendes Bohrsystem verwendet wird, ist trotzdem eine Bohrspülung oder Gleichwertiges erforderlich, um das Bohrgut aus dem Bohrloch zu entfernen und die anderen, oben beschriebenen Funktionen durchzuführen, die normalerweise bei Drehbohrersystemen durch die Bohrspülungen durchgeführt werden.
Das Kohlenwasserstoffbohren für Forschungs- und Produktionsbohrlöcher findet zunehmend von Plattformen aus statt, die sich auf dem Wasser befinden und werden oft als Offshore-Bohren bezeichnet. Sowohl das Tiefseebohren als auch das Bohren in flachem Süß- und Salzwasser setzt entweder schwimmende Bohrschiffe oder Bohrinseln ein, die auf irgendeine Weise an der Unterwasser-Erdoberfläche befestigt sind. Das von dem Bohrloch entfernte Bohrgut muss entweder in das umgebende Gewässer abgelassen oder an einen entfernten Ort transportiert werden; die Flüssigphase der verbrauchten Bohrspülung muss auf ähnliche Weise entsorgt werden. Die Entsorgung des Bohrguts kann durch das Vorhandensein von schädlichen Substanzen gehemmt werden, die sich an die Bohrgutpartikel haften, egal ob es sich um Öl von der Spülung oder ein Material handelt, das im Bohrloch aufgetreten ist. Das Bohrgut kann durch die Anwendung von vibrierenden Sieben oder anderen mechanischen Trenngeräten, durch Waschtechniken und durch chemische Behandlungen zum Teil gereinigt werden. Wegen der möglichen Umweltverschmutzung, besonders der Meeresumwelt, wird jedoch von der Offshore-Entsorgung von Bohrspülungen und Bohrgut zunehmend abgeraten. Anstatt dessen werden die Spülungen und das Bohrgut separat gesammelt und zu Onshore-Stellen zwecks Wiederverwendung oder Entsorgung transportiert.
Richtbohren
Die Anforderungen an Bohrspülungen mit verbesserten Eigenschaften sind als Ergebnis von Verbesserungen in der Richtbohrtechnologie, in welcher wenigstens ein Teil des Bohrlochs in einem nicht vertikalen Winkel gebohrt wird, im letzten Jahrzehnt komplizierter geworden. Solche Bohrlöcher sind ebenfalls als umgelenkte Bohrlöcher bekannt.
Mit der Einführung von leistungsstärkeren und zuverlässigeren Bohrlochmotoren und der Einführung von akkurateren Techniken, die drahtlose Technologien einsetzen, sowohl als auch der neuesten rechnergestützten Bohrloch-, Abtast- und Mikroreduktionsausrüstung, einschließlich Verbesserungen bei Peilungsapparaten und Mirkowellenübertragungen, haben sich die Verfahren für umgelenkte Bohrlöcher in den letzten Jahren weitgehend verbessern lassen. Diese Techniken werden kollektiv als Measurement While Drilling (MWD) (Messen während des Bohrens)-Techniken bezeichnet, weil sie das Einholen von Daten bezüglich der Bohrlochbedingungen ermöglichen, ohne die Bohrgarnitur entfernen zu müssen.
Es gibt jedoch bei diesem Ansatz des Richtbohrens eine Reihe von damit verbundenen Problemen, welche die Antiabsetzanforderungen einer Spülflüssigkeit beeinflussen; nämlich:

(1) Der Ringraum, der die Spülung mit dem Bohrgut an die Oberfläche trägt, ist nicht mehr vertikal und erstreckt sich nicht mehr im Abstand gegenüber den vertikalen Bohrlöchern.
(2) Die Schwerkraft, die auf ein horizontales Bohrloch einwirkt, zieht Bohrgut, Beschwerungsmaterial und Feststoffe, die nicht durch die Bohrspülung kontrolliert werden, auf die untere Seite des Bohrlochs (nicht auf den Boden des Bohrlochs, wie beim herkömmlichen Bohren) und führt zu einer Zugkraft an der Bohrlochwand.
(3) Angesichts ihrer erheblichen Länge sind horizontale „Auszahlungs"-Zonen empfänglicher für Schäden aufgrund von Absetzungsformationen und einen resultierenden Verlust an Fließleistung.
(4) Die Menge an erforderlicher Bohrspülung erhöht sich, da die Abstände größer werden und die Zeitdauer, in welcher das Bohrgut die Oberfläche der Erde erreicht, erhöht sich ebenfalls.

STAND DER TECHNIK
Zwei Patente, die von Firmen, die mit dem Patentinhaber in Verbindung stehen, herrühren, beschreiben Bohrspülungszusatzstoffe, bei denen es sich nicht um organische Tonernden handelt. US Patent Nr. 5,021,170 beschreibt ein zähflüssig machendes Geliermittel für Bohrlochspülungen auf Ölbasis umfassend eine organische Tonerde und sulfoniertes Ethylen-/Propylen-/5-Phenyl-2-norbornan-Terpolymer. US Patent Nr. 4,486,316 zeigt eine Bohrspülung umfassend eine wässrige Dispersion eines emulsions-polymerisierten Latexes und wenigstens ein weiteres, nicht carboxyliertes Monomer auf, wobei das Latex aus einer Art besteht, die sich nach dem Zusatz einer ausreichenden Menge eines Basismaterials einem raschen Anstieg an Viskosität unterzieht.
US Patent Nr. 5,254,531 beschreibt ölanziehende, basische Aminzusatzstoffe für Invert-Bohrspülungen zum Regulieren der Fließbarkeit und Pumpbarkeit der Bohrspülung. Das Patent beschreibt das Hinzufügen der Spülung, die ein verestertes Öl enthält, einer basische Aminverbindung mit einem ölanziehenden Charakter und begrenzter Wasserlöslichkeit und bildet daher lokal in der Bohrspülung ein öllösliches Salz mit der genannten Aminverbindung und einer Carbonsäure, die durch die Hydrolyse des Esters gebildet wird.
US Patent Nr. 4,781,730 beschreibt ein Alkalimetall oder eine Erdalkalimetall enthaltende Zusammensetzung (mit oder ohne in Kohlenwasserstoff löslichem Dispergiermittel), die mit dem Reaktionsprodukt einer Carbonsäure und eines Polyhydroxyalkanolamins verbunden werden, wobei das bevorzugte Reaktionsprodukt ein Ester ist, das sich zwischen den Hydroxylteilen des Alkanolamins und der Carbonsäure (Anhydrid) ausbildet. Die resultierenden Zusammensetzungen stehen als nützlich für das Ventilsitz-Einsenken in Verbrennungsmaschinen zur Diskussion. Das Reaktionsprodukt der Carbonsäure und des Polyhydroxyalkanolamins fungiert als ein Demulgator für das Alkalimetall oder die Erdalkalimetall enthaltende Zusammensetzung. Das Patent beschreibt eine Zusammensetzung umfassend ein in Kohlenwasserstoff lösliches oder dispergierbares Alkalimetall oder eine Erdalkalimetall enthaltende Zusammensetzung und das Reaktionsprodukt einer mehrbasischen Säure und ein Polyhydroxyalkanolamin der Formel RN[(AO)_xH][(DO)_yH]. Die mehrbasische Säure kann entweder eine Säure oder ein Anhydrid sein und ist bevorzugt eine Dicarbonsäure.
Wie aus der oben erwähnten Kurzübersicht ersichtlich ist, ist die Bohrspülungsindustrie ständig auf der Suche nach Materialien, die wahlweise als Dickmacher, Thixotrope, rheologische Zusatzstoffe oder Fließregler bezeichnet werden, die verwendet werden, um die rheologischen Eigenschaften von Bohrspülungszusammensetzungen zu kontrollieren. Solche Fließregler müssen eine angemessene Viskosität und rheologische Merkmale an die Bohrspülungssysteme bereitstellen, in welchen sie verwendet werden. Je nach der Zusammensetzung des Systems können Spülungen, die mit diesen Dickmachern hergestellt worden sind, in einer weiten Vielfalt von Bohrspülungen auf Ölbasis nützlich sein.
Organophile Tonerden sind seit langem dafür bekannt, dass sie geeignet sind, verschiedene Bohrspülungen anzudicken und werden in der heutigen Zeit in den meisten Bohrspülungszusammensetzungen eingesetzt. Organische Tonerden sind bekannte Produkte und stellen das Reaktionsprodukt von Smektittonerde und Quatäraminen dar. Beispielhafte US Patente, die verschiedene herkömmliche Arten solcher organisch modifizierten Tonerden beschreiben, sind die US Patente Nr. 4,208,218; 4,410,364; 4,412,018 und 4,517,112, die unter Bezugnahme enthalten sind.
Es entstehen jedoch bei der Verwendung von organisch modifizierten Tonerden Nachteile für die Bohrspülungs-Dickmacherzusammensetzungen. Der wichtigste dieser Nachteile ist die Tatsache, dass organische Tonerden einen Anstieg an Viskosität in den Spülungen hervorrufen, wenn diese den in einem Bohrloch auftretenden höheren Scherkräften und erhöhten Temperaturen ausgesetzt werden. Dies führt dazu, dass die Spülung sehr dick und daher weit weniger nützlich wird.
Synthetische rheologische Dickmacher sind bisher ebenfalls verwendet worden und schließen verschiedene Amine, Maleinsäure sowie Anhydridpolymere in einem Versuch ein, die Verwendung von organischer Tonerde zu vermeiden. Zwei Patente, die an Rheox Inc., dem Abtretungsempfänger hiervon, erteilt worden sind, stellen solche Produkte dar – US Patent Nr. 5,034,444 erteilt an Han Bo Yun und US Patent Nr. 5,710,110 erteilt an Murray Cooperman.
Obwohl nicht im Stand der Technik von Bohrspülungen enthalten, offenbart US Patent Nr. 5,034,444 eine Beschichtungszusammensetzung, die einen rheologischen Zusatzstoff enthält, der ein Reaktionsprodukt von einer alkoxylierten aliphatischen Stickstoffzusammensetzung oder von einem aliphatischen Diamin mit einer Polycarbonsäure ist. Das Molverhältnis der beiden Bestandteile deckt einen weiten Bereich ab - siehe Spalte 8, Zeilen 10 bis 15.
EP 08 26 750 A1 offenbart eine gießbare organophile Tonerde-Polyamidzusammensetzung, die in organischen Spülungen oder Spülungen auf Lösungsmittelbasis verfügbar ist, sodass diese Flüssigkeiten in Anstrichfarben und Beschichtungen sowohl als auch in Bohrspülungen auf Ölbasis eingearbeitet werden können. Diese Zusammensetzungen müssen einen in einer Lösung gemischten Dickmacher in der Form von etwa 25 bis etwa 35 Gew.-% eines oder mehrerer rheologisch aktiven Polyamide, wie z.B. C₃₆ Dimersäure-1,6, Hexamethylendiamin Polyethylenglykol, das mit Ricinolsäure gekappt ist und ferner als ein weiterer wichtiger Bestandteil, einen Alkohol mit niedrigem Molekulargewicht oder eine aromatische Lösung, wie z.B. Toluol, aufweisen.
WO 96 34069 A beschreibt eine Bohrspülungszusammensetzung, umfassend eine Wasser-in-Öl-Emulsion, die aus Lauge gebildet ist, einem flüssigen Öl, einem Emulgator und einem Reibungsmodifikator in der Form eines organischen Sulfids mit 1 bis 6 Etherbindungen.
In EP 0 561 607 A wird eine Bohrspülung offenbart, die eine Mischung aus Lauge, einem flüssigen Öl, einem Emulgator und einem Tensid umfasst, wobei der Emulgator wenigstens ein Hydrocarbyl substituierendes Bernsteinamid oder -ester, oder ein Mannich-Reaktionsprodukt umfasst.
Zwei an einen der Erfinder hiervon erteilten Patente, US Patent Nr. 5,723,653 und 5,510,452 und die anhängige Patentanmeldung Nr. 09/023,064, eingereicht am 13. Februar 1998, beschreiben die chemische Zusammensetzung, die der nachstehend beschriebenen chemischen Zusammensetzung des in den Bohrspülungszusammentzungen verwendeten flüssigen Zusatzstoffes gemäß dieser Erfindung zugeordnet werden kann.
NACHTEILE DER DERZEITIGEN SYSTEME
Dickmacher aus organischer Tonerde für organische Bohrsysteme werden heutzutage in fester Form hergestellt und sind bisher als Dickmacher in trockener, fester Form hergestellt und verwendet worden. Die Dispersion ist äußerst wichtig für die Aktivierung des Dickmachers und die Dickmachereffizienz ist eine direkte Funktion der Dispersion in das anzudickende System. Die mit der Verwendung von festen Dickmachern zusammen hängenden Probleme beinhalten jedoch eine schlechte Dispergierfähigkeit, wenn diese zu organischen Systemen unter niedrigen Scherbedingungen hinzugefügt werden, die oft in der Spülungsanlage auftreten. Wenn feste Dickmacher zu Systemen hinzugefügt werden, neigen diese aufgrund ihrer Natur zur Agglomeration, was zur Bildung von Klumpen führt. Die Dispersion kann sehr langsam sein und kann einen negativen Einfluss auf die Effizienz, von bestimmten Herstellungsverfahren haben.
Besonders bei Formulierungen, die andere Chemikalien und Bestandteile umfassen, sind verlängertes Rühren und Alterungszeitdauern erforderlich, bevor ein angemessenes Einarbeiten und eine angemessene Aktivierung erreicht werden. Auch wenn solche Zusatzstoffe in der Form von Lösungen bereitgestellt werden, ist es trotzdem schwierig, diese einheitlich zu dispergieren, um die Erzeugung von lokalen Stellen mit hoher Konzentration zu vermeiden. Diese Schwierigkeit stellt den Bedarf an Anwender und Erfasser von Formulierungen zugleich, ein grobes, empirisches Vorgehen bei der Schätzung der endgültigen rheologischen Eigenschaften der Bohrspülungszusammensetzungen anzuwenden.
Hersteller suchen seit langem nach einer schnellen, effektiven und einfachen Art, solche Dickmacher in organische Bohrsysteme einzuarbeiten. Um diesen Wunsch zu erfüllen, werden heutzutage handelsübliche, feste Dickmacher und rheologische Zusatzstoffe für Bohrzusammensetzungen als Flüssigkeiten auf dem Markt angeboten. Solche Dickmacherzusammensetzungen werden durch das Auflösen eines festen rheologischen Zusatzstoffs in einem organischen Lösungsmittel hergestellt, wobei es sich bei dem Lösungsmittel um Newtonian handelt. Der Grund für die Anwendung eines solchen organischen Lösungsmittels ist, die Viskosität des rheologischen Zusatzstoffs zu senken, der nicht gießbar und fest ist, um eine erleichterte Handhabung in Form einer Flüssigkeit bereitzustellen. Die Wahl der Art und des Prozentsatzes des Lösungsmittels hängt von der gewünschten Viskosität der Mischung der Dickmacherzusammensetzung ab. Typischerweise sollte die Viskosität der Mischung der gießbaren Dickmacherzusammensetzung höchstens etwa 250 – 300.000 cP (bei 10 U/min mit einem Brookfield RVT-Viskometer) betragen, sodass diese leicht von einem Vorratsbehälter in Form einer Flüssigkeit gegossen und rasch in das anzudickende System bei Raumtemperatur eingearbeitet werden kann. Das für jede solche gewerbliche Zusammensetzung gewählte Lösungsmittel war bisher fast ausschließlich immer ein flüchtiges organisches Lösungsmittel.
Verhältnisbereiche von 20 % bis 50 % von rheologischem Zusatzstoff zu 50 % – 80 % Lösungsmittel sind bei solchen handelsüblichen flüssigen Produkten üblich.
Eine flüssige Dickmacherzusammensetzung mit geringer oder keiner flüchtigen organischen Verbindung trägt mit einer geringen oder gar keiner flüchtigen organischen Verbindung zu dem anzudickenden System bei, während sie den Vorteil besitzt, gießbar zu sein.
Die Herstellung von Bohrspülungszusammensetzungen, die einen gießbaren Dickmacher verwenden, wobei der Dickmacher im Wesentlichen zu 100 % aktiv ist, und keine oder sehr wenig Lösungsmittel enthalten, wurde bisher als entmutigende, technische Schwierigkeiten auslösende Tätigkeit aufgenommen, was dazu geführt hat, dass viele Wissenschaftler zu dem Schluss kamen, dass dies unmöglich zu erreichen wäre. Rheologische Zusatzstoffe müssen hohe Niveaus von Viskosität oder Andickung sowohl als auch Antiabsetzeigenschaften an die Systeme bereitstellen, die vor diesem Zusatz oft weniger viskos sind. Einige Systeme müssen in der Tat als Resultat des Zusatzes sehr viskos werden. Die rheologischen Zusatzstoffe müssen effizient sein – wenn diese in sehr kleinen relativen Gewichtsniveaus hinzugefügt werden – und müssen deshalb bei diesen Niveaus die Fähigkeit besitzen, erhebliche Anstiege an Viskosität an viel größere Volumen von organischen Bohrsystemen zu übermitteln. Rheologische Zusatzstoffe müssen oft in der Tat ein Verhalten an die Bohrspülungssystem bei sehr niedrigen Schergeschwindigkeiten übermitteln, das sich dem eines Feststoffs annähert, das im Bohrloch an Ort und Stelle verbleibt. Diese Anforderungen führten Wissenschaftler zu der falschen Annahme, dass solche Zusatzstoffe selbst sehr hohe Viskositätsniveaus aufweisen müssen und dass sie entweder fest oder fest-ähnlich sein müssen.
Zusammenfassend kann dargelegt werden, dass trotz der zahlreichen Arten von rheologischen Zusatzstoffen, die gemäß dem Stand der Technik bekannt sind, Forschungen bei der Herstellung von Öl- und Ölbasis-Emulsions-Bohrspülungen unabhängig und gleichzeitig von sowohl 100 % aktiven flüssigen Dickmachern, die in gießbarer, pumpbarer Form vorhanden sind und die hoch-effizient und leicht in die anzudickenden Zusammensetzungen dispergierbar sind; als auch zusätzlich von nicht flüchtige organische Verbindungen enthaltenden rheologischen Zusatzstoffen, die die Mängel überwinden, die mit flüchtigen, in Lösung gemischten Dickmachern gemäß dem Stand der Technik in Zusammenhang stehen, durchgeführt worden sind.
AUFGABE UND ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
Aufgaben der Erfindung
Eine bestimmte Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist eine Invert-Öl-Emulsions-Bohrspülung bereitzustellen, die organische Tonerde und einen oder mehrere Zusatzstoffe wie hier beschrieben enthält, die einen sehr schnellen Viskositätsanstieg unter niedrigen Scherbedingungen aufweist. Wenn in eine frische oder neue Bohrspülung eingearbeitet, ist der Viskositätsaufbau effektiv bei der Suspendierung von Feststoffen, wie z.B. Beschwerungsmaterialien während dem Transport zu einer Bohrinsel und stellt der Bohrspülung während der Anwendung im Bohrloch verbesserte Eigenschaften über einen weiten Temperatur- und Scherbereich bereit.
Eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist das Bereitstellen eines Zusatzstoffs an eine Invert-Emulsions-Bohrspülung, der eine organische Tonerde enthalten kann oder nicht enthalten kann, der das Absetzen anderer Zusatzstoffe in der Bohrspülung während dem Transfer der Bohrspülung von der Spülungsanlage zum Ort der Bohrung verhindert.
Eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist das Bereitstellen einer Bohrspülung, die ein rheologische Thixotrop anwendet, wobei das Thixotrop entweder vollkommen frei von flüchtigen Lösungsmitteln ist oder eine stark reduzierte Menge solcher Lösungsmittel enthält, leicht in die Spülung einzuarbeiten ist und in einer gießbaren, pumpbaren Form besteht, die bei Raumtemperatur flüssig ist.
KURZDARSTELLUNG DER ERFINDUNG
Die Erfindung betrifft ein Öl- oder Invert-Öl-Emulsions-Bohrfluid nach Anspruch 1. Die Erfindung offenbart neuartige Bohrfluide, insbesondere Öl-Invert-Bohrspülungen, die durch verbesserte Antiabsetzeigenschaften, eine hohe umweltfreundliche Akzeptanz ausgezeichnet sind und gleichzeitig gute Lager-, Transport- und Anwendungseigenschaften aufweisen. Invert-Emulsions-Bohrspülungen werden ausführlich in dem US Patent Nr. 4,436,636, erteilt an NL Industries, Inc., einem Vorgänger des hier genannten Abtretungsempfängers, beschrieben.
Ein wichtiger Anwendungsbereich von neuartigen Bohrspülungssystemen liegt in Onshore- und Offshore-Bohrlöchern für die Erschließung von Kohlenwasserstoffablagerungen, wobei die Aufgabe der Erfindung insbesondere darin liegt, von der Industrie brauchbare Bohrfluide mit verbesserten Antiabsetzeigenschaften über weite Temperatur- und Scherbereiche zur Verfügung zu stellen. Die Anwendung der neuartigen Bohrspülungssysteme findet eine besondere Signifikanz in der Meeresumgebung, ist jedoch nicht auf diesen Bereich beschränkt. Das neuartige Spülungssystem kann ebenfalls bei Bohrtätigkeiten auf dem Land über Kohlenwasserstoffe hinaus angewendet werden, zum Beispiel für geothermische Bohrlöcher, Wasserbohrlöcher, für Untergrund-Einspritzentsorgungs-Bohrlöcher, geowissenschaftliche Bohrlöcher sowie für Lösungsgewinnungs-Bergbaubohrlöcher, wie z.B. für herkömmliches Salz.
Zusätzlich zu den hier beschriebenen organischen Tonerden und Zusatzstoffen kann die Bohrspülung gemäß der Erfindung andere Zusatzstoffe enthalten, die andere Eigenschaften bereitstellen, um die gewünschten Anwendungseigenschaften zu erhalten, wie z.B. Emulgatoren oder Emulgierungssysteme, Beschwerungsmittel, Flüssigkeitsverlust verhindernde Zusatzstoffe und Feuchthaltemittel.
Diese Erfindung ist ein Bohrfluidsystem, das ein flüssiges Thixotrop enthält, wobei das Thixotrop frei von Lösungsmitteln oder anderen Streckmitteln, leicht verwendbar, in flüssiger Form, gießbar bei Raumtemperaturen ist und effektive und effiziente rheologische Eigenschaften bereitstellt, wenn es bei einem niedrigen Niveau in solchen Systemen eingesetzt wird.
Gemäß einem bestimmten Aspekt stellt die vorliegende Erfindung eine Öl- oder Invert-Emulsions-Bohrfluidzusammensetzung bereit, die einen rheologischen Zusatzstoff enthält, umfassend das Reaktionsprodukt von a) einer alkoxylierten Stickstoff-haltigen Verbindung oder einem Diamin und b) einer oder mehreren Polycarbonsäuren. Dieser Zusatzstoff ist flüssig und gießbar bei oder bei nahezu 100 % eines aktiven Materials, ohne eines flüchtigen Lösungsmittels zu bedürfen, und stellt eine akzeptable Fließeigenschaft und Viskosität für eine große Vielfalt von organischen und anderen Systemen bei niedrigen Anwendungsniveaus bereit.
Weitere Vorteile und Merkmale der Erfindung sowie des Anwendungsbereichs, der Art und Verwendung der Erfindung sind dem gewöhnlichen Fachmann durch die Beschreibung der nachstehenden bevorzugten Ausführungsform der Erfindung ersichtlich.
BESCHREIBUNG DER BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSFORMEN
Diese Erfindung stellt in einer am meisten bevorzugten Ausführungsform ein Bohrfluid dar, das zusätzlich zu einer oder mehreren organischen Tonerden einen spezifischen flüssigen Thixotrop-/Antiabsetz-Zusatzstoff enthält. Wenn ein solches Thixotrop unter niedrigen Scherbedingungen in eine Bohrspülung eingearbeitet wird, wie z.B. durch die typischen Mischgeräte einer Spülungsanlage, wird eine ausreichende Viskosität zum Suspendieren von Feststoffen, wie z.B. Beschwerungsmitteln, entwickelt. Diese erhöhte Viskosität lässt sich während des Transports der Bohrspülung aufrechterhalten, um den Transport einer homogenen Spülung von einer Spülungsanlage zu einer Bohrinsel zu ermöglichen.
Die Bohrlochbedingungen beim Bohren, insbesondere eine hohe Scherkraft, wenn die Spülung durch einen Bohrmeißel gepumpt wird, und erhöhte Temperaturen führen zu einer wesentlichen Reduzierung der durch die Zusatzstoffe gemäß der vorliegenden Erfindung aufgebauten Viskosität. Dies hat einen überraschenden Vorteil, da die organophilen Tonerden, die derzeit in Invert-Emulsions-Bohrspülungen verwendet werden, dazu neigen, eine Viskosität aufzubauen, wenn diese einer hohen Scherkraft und erhöhten Temperaturen beim Zirkulieren durch einen Bohrmeißel ausgesetzt sind.
Der Viskositätsanstieg der mit den Viskositätsverlusten aus den Zusatzstoffen gemäß der vorliegenden Erfindung in Zusammenhang stehenden organischen Tonerde ermöglicht, dass die Bohrspülung eine konstante Viskosität in Bezug auf das Zirkulieren einer neuen Spülung durch einen Bohrmeißel aufrechterhält. Das Absenken der Viskosität, das durch die Zusatzstoffe gemäß dieser Erfindung bereitgestellt ist, hält flache Fließeigenschaften aufrecht und verhindert, dass die Spülung aufgrund der durch die organische Tonerde bei einer höheren Scherkraft, besonders bei kaltem Wetter, bereitgestellten erhöhten Viskosität übermäßig dick und schwierig zu pumpen wird. Falls die definierten Zusatzstoffe diese Viskositätsreduzierung nicht bereitstellen würden, würde die Spülung sehr dick werden.
Ein Aspekt der vorliegenden Erfindung betrifft Bohrspülungszusammensetzungen, umfassend:

a) Eine Formulierung auf Öl- oder Invert- Bohrspülungsbasis, die eine oder mehrere organische Tonerden enthält, und;
b) einen oder mehrere rheologische Zusatzstoffe, die, wenn sie frei von Streckmitteln sind, bei Raumtemperatur gießbar sind, umfassend das Reaktionsprodukt von: i) einer oder mehrerer Polycarbonsäuren; und ii) einer Chemikalie, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus einem oder mehreren flüssigen alkoxylierten Stickstoffhaltigen Verbindungen, und Polyetherdiaminen, die >2 aktive Wasserstoffgruppen enthalten; wobei das Verhältnis der Äquivalente der Carbonsäuregruppen zu den Äquivalenten der aktiven Wasserstoffgruppen zwischen 1,05 zu 2,10 beträgt.

Es ist wichtig, die Stöchiometrie der Reaktanten zu kontrollieren, um ein Ester-terminiertes Polyamid gemäß der Erfindung herzustellen. In der nachfolgenden Diskussion über die Stöchiometrie der Reaktanten wird der Begriff „Äquivalent/e" verwendet, dessen Standardbedeutungen wie gemäß dem Stand der Technik verwendet vorgesehen sind. Aus Gründen zusätzlicher Klarheit soll jedoch bemerkt werden, dass sich "Äquivalente" in solcher Weise auf die Anzahl der in einer Molquantität eines Moleküls vorhandenen Reaktivgruppe beziehen, sodass ein Mol einer Dicarbonsäure (z.B. Sebacinsäure) zwei Äquivalente von Carbonsäure aufweist. Ferner wird betont, dass die zweibasische Säure nur zwei reaktive Gruppen aufweist (beides Carbonsäuren) und dass das Diamin nur zwei reaktive Gruppen aufweist (wobei vorzugsweise beides Hauptamine sind) und dass diese bevorzugt, obwohl nicht notwendigerweise, die einzigen reaktiven Materialien sind, die in der Reaktionsmischung vorhanden sind.
Die Zusammensetzungen gemäß der vorliegenden Erfindung sind Bohrspülungen, die Zusatzstoffe aus organischer Tonerde und zusätzlich die nachfolgend klar definierten Zusatzstoffe enthalten, die den Systemen, in denen sie verwendet werden effektiv thixotrope Eigenschaften vermitteln. Diese Eigenschaften sind den zuvor bekannten gleichwertig oder besser als diese und sind über weite Scher- und Temperaturbereiche effektiv. Bei der Verwendung enthalten die Zusatzstoffe keine Lösungsmittel oder können wahlweise ein erheblich reduziertes Lösungsmittel enthalten. Organische oder andere Lösungsmittel können bei höchstens etwa 25 Gew.-% verwendet werden, falls dies für Herstellung oder den Gebrauch zweckmäßig ist. Verglichen mit den in jüngster Zeit gemäß dem Stand der Technik offenbarten festen Zusatzstoffen, können die rheologischen Zusatzstoffe gemäß dieser Erfindung als Flüssigkeiten in die Bohrsysteme eingearbeitet werden.
Verbindung a), die Formulierung auf Öl- oder Invert-Bohrspülungsbasis, bedeutet im breitesten Sinne jede Kombination von Chemikalien, die zum Herstellen von Öl- oder Invert-Emulsions-Bohrspülungen verwendet werden, die in der Industrie bekannt sind. In der am meisten bevorzugten Ausführungsform enthält eine solche Formulierung eine oder mehrere organische Tonerden. Einige bezeichnende Chemikalien, die oft in solchen Basisformulierungen enthalten sind, sind Beschwerungsmittel, Baryt, Emulgatoren, Flüssigkeitsverlust-Zusatzstoffe, Salze, Antibruch-Zusatzstoffe, usw.
Verbindungen, die für Element b) i) nützlich sind, enthalten eine oder mehrere Polycarbonsäure/n. Solche Säuren können aus den Dicarbonsäure-Oligomeren von Fettsäuren ausgewählt sein, die eine Kohlenstoffkettenlänge von 16 bis 20 Kohlenstoffatomen aufweisen. Beispielhafte Fettsäuren sind die, die von Sojaöl, Tallöl, Maiskeimöl, Leinsamenöl, Baumwollsamenöl, Rizinusöl, Kapoksamenöl, Reiskleienöl und deren Mischungen abgeleitet sind. Noch mehr bevorzugt sind Oligomere von Fettsäuren, die im Wesentlichen die dimerisierte Fettsäure umfassen. Diese werden gewöhnlich als „Dimersäuren" bezeichnet. Diese dimerisierten Fettsäuren machen wenigstens 75 Gew.-% der zweibasischen Säure aus.
Die verwendete oligomerisierte Fettsäure kann ebenso bevorzugt einen niedrigen Monomergehalt aufweisen, wie z.B. von höchstens etwa 8 Gew.-%. Die dimerisierten Fettsäuren sollten ebenfalls bevorzugt einen niedrigen mehrbasischen Säuregehalt aufweisen, wie z.B. von höchstens etwa 20 Gew.-%. Nützliche Dimersäuren sind gewerblich unter den Handelsnamen Empol Dimer Acids von der Henkel Corporation – Emery Group und von Pripol Dimer Acids von der Firma Uniqema International erhältlich. Illustrative, nützliche und bevorzugte Beispiele von Dimersäuren sind Pripol 1015, Pripol 1025, Empol 1008, Empol 1018, Empol 1016, und ähnliche. Der Begriff „Dicarbonsäuren" wird ebenfalls verwendet, um Hydroxylsubstituierte Dicarbonsäuren einzuschließen.
Zusätzlich zu den Dicarbonsäuren, können ebenfalls mehrbasische Säuren, die mehr als zwei Carbonsäuregruppen enthalten, verwendet werden. Darstellende Beispiele dieser mehrbasischen Säuren sind Trimellithsäure, Trimesinsäure, Zitronensäure, 1,2,3,4-Butantetracarbonsäure und ähnliche. Polymerisierte mehrbasische Säuren, die mehr als zwei Carbonsäuregruppen enthalten, sind ebenfalls in der Definition der mehrbasischen Säuren eingeschlossen. Besonders bevorzugte polymerisierte, mehrbasische Säuren sind Fettsäuren mit Kohlenstoffketten von 48 bis 60. Die polymeren, mehrbasischen Säuren mit 3 Carbonsäuregruppen sind als „Trimersäuren" bekannt. Diese Timersäuren sind gewerblich unter den Handelsnamen Empol von der Henkel Corporation -Emery Group, Pripol von der Firma Uniquema International und Unidyme von der Firma Union Camp Corporation erhältlich. Darstellende Beispiele dieser Trimersäuren sind Pripol 1040, Empol 1043, Empol 1052 und Unidyme 60. Mehr bevorzugte Trimersäuren sind Pripol 1040 und Empol 1043, und die am meisten bevorzugte Trimersäure ist Pripol 1040. Pripol 1040 umfasst im Wesentlichen eine mehrbasische Säure (67 %) (in Gewichts-%), eine zweibasische Säure (31 %) und eine einbasische Säure (2 %). Die Menge an Tri- und höheren mehrbasischen Säuren, die zur Verwendung ausgewählt werden, kann von Wichtigkeit sein. Die Menge an Trimer- und mehrbasischen Säuren sollte bevorzugt nicht übermäßig sein.
Verbindungen, die für Element b) ii) nützlich sind, enthalten flüssige alkoxylierte Stickstoff-haltige Verbindungen, die >2 aktive Wasserstoffgruppen enthalten, wie z.B. alkoxylierte aliphatische Amindiole und alkoxylierte aliphatische Amiddiole, die bei Raumtemperaturen Flüssigkeiten sind. Diese Verbindungen können normalerweise aus den tertiären Aminen mit einer Alkylgruppe und bevorzugt mit zwei Hydroxyalkyl- oder Polyoxyalkylengruppen ausgewählt sein, die an das Stickstoffatom gebunden sind und eine allgemeine chemische Struktur aufweisen, die durch die folgende Formel (I) dargestellt ist:
wobei:
(1) R₁, das auch eine weitere der wichtigen Funktionen der Erfindung bereitstellt, ein gerade- oder verzweigtkettige aliphatische Alkyl- oder Alkenyl- oder Amidoseitenradikal mit 6 bis 40 Kohlenstoffatomen, bevorzugt mit 8 bis 20 Kohlenstoffatomen und am meisten bevorzugt mit 10 bis 18 Kohlenstoffatomen ist. Besonders bevorzugt ist, dass R₁ entweder R_n oder R_n_₁C=O ist, wobei n 12 bis 18 Kohlenstoffatome ist, wie z.B. Kokos, Stearyl, Soja, Talg, hydrierter Talg, Oleyl und deren Mischungen ist.
(2) R₂ und R₃ unabhängig aus Wasserstoff oder Methyl ausgewählt sind.
Die Oxyalkylengruppe, die auch eine der wichtigen Funktionen der Erfindung bereitstellt, wird dargestellt durch
wobei R₂ und R₃ unabhängig aus der Wasserstoff- oder Methylgruppe ausgewählt sind und z = x oder y aus der vorherigen Formel und die Oxyalkylengruppe bevorzugt aus Ethoxy, Propoxy oder einer Mischung davon sind. Wenigstens eins von x oder y beträgt wenigstens 1, bevorzugt betragen x und y wenigstens 1 und die Summe von x+y beträgt von 1 bis 40, bevorzugt 2 bis 30 und am meisten bevorzugt 2 bis 20. Darstellende Beispiele solcher alkoxylierten aliphatischen Amindiole, die in dieser Erfindung nützlich sind und durch die Formel (I) dargestellt sind, sind unter den Handelsnamen Varonic von der Witco Corporation und Ethomeen von der Firma Akzo Chemie America erhältlich und enthalten Polyoxyethylen(5)kokosamin, Polyoxyethylen(10)kokosamin, Polyoxyethylen-(15)kokosamin, Polyoxyethylen(5)octadecanamin, Polyoxyethylen(10)octadecanamin, Polyoxyethylen(15)octadecanamin, Polyoxyethylen(5)talgamin, Polyoxyethylen-(15)talgamin, Polyexyethylen(5)oleylamin, Polyoxyethylen(15)oleylamin, Polyoxyethylen(5)sojamin, Polyoxyethylen(10)sojamin, Polyoxyethylen-(15)sojamin, wobei die Zahl in Klammern die Summe von x+y darstellt. Nützliche alkoxylierte aliphatische Amide sind ebenfalls von der Firma Akzo Chemie America unter dem Handelsnamen Ethomid erhältlich. Die Verwendung einer oder mehrer flüssigen alkoxylierten Stickstoff enthaltenden Verbindungen unterstützt die Herstellung eines rheologischen Zusatzstoffs, der bei Raumtemperaturen eine leicht gießbare oder pumpbare Flüssigkeit ist, der aber wenn dispergiert, dem anzudickenden System eine erhebliche Viskosität bereitstellt. Das Vorhandensein eines ungesättigten Teils/Teilen der Fettsäurekette in der flüssigen alkoxylierten Verbindung stellt den zusätzlichen Vorteil des Senkens des Schmelzpunkts des resultierenden rheologischen Zusatzstoffs bereit und bietet eine Unterstützung, einen bei Raumtemperatur flüssigen rheologischen Zusatzstoff sicherzustellen.
Ebenfalls nützlich für Element b) ii) sind Polyglykolpolyamine. Diese Polyamine enthalten primäre Aminogruppen, die an die Endpunkte der Polyetherhauptkette gebunden sind. Sie sind ebenfalls bekannt und nachstehend bezeichnet als Polyetherdiamine. Die Polyetherdiamine machen eine Familie von Produkten aus, welche sich wiederholende Polyether-Hauptkettenstrukturen aufweisen, die sich wiederholendes Propylenoxid, Ethylenoxid oder gemischte Ethylenoxid-/Propylenoxideinheiten enthalten, wie z.B. Polyoxyalkylendiamine der Formel H2N-R1-(OR2)x-NH2 (II)und H2N-R1-(OR2)a-(OR3)b-(OR2)c-NH2 (III)wobei R₁ die Alkylengruppe ist, R₂ und R₃ die Ethylen- oder Propylengruppen sind, x, a, b und c die Anzahl der sich wiederholenden Einheiten der Ethylenoxid- und Propylenoxidgruppen bezeichnet.
Diese sich wiederholenden Einheiten sind durchschnittlich mehr als einmal vorhanden.
Polyetherdiamine können ebenfalls abgeleitet sein von zufälligen Copolymeren der Formel:
wobei R₁ und R₄ Alkylengruppen sind, R₂ und R₃ Ethylen- oder Propylengruppen sind, a, b und c Ganzzahlen sind.
Polyetherdiamine, die im Gewerbe als Polyglykolpolyamine mit verschiedenen Molekulargewichten sind, die unter dem Handelsnamen „Jeffamines" von der Huntsman Corporation verkauft werden, sind ebenfalls nützlich. Darstellende Beispiele solcher Diamine sind Jeffamine D-230, Jeffamine D-400, Jeffamine D-2000, Jeffamine ED-600 und Jeffamine E-900.
Geeignete Polyetherdiamine schließen ebenfalls die Harnstoffkondensate der Jeffamine-D Produktreihe der Formel
ein, wobei R₁ die Alkylengruppe ist und n im Durchschnitt 5,6 beträgt, wie z.B. Jeffamine DU-700.
Formel II und Formel III stellen bevorzugte Polyetherdiamine mit Molekulargewichten im Bereich von 200 – 6000 dar. Gemäß der vorliegenden Erfindung wird eine Mischung aus Diaminen ebenfalls bevorzugt, sodass die durchschnittlichen Molekulargewichte in einem Bereich von 300 – 2000 liegen.
Die am meisten bevorzugten Polyetherdiamine sind Jeffamine D-400 und Jeffamine ED-600. Das am meisten bevorzugte Polyetherdiamin gemäß der vorliegenden Erfindung ist Jeffamine D-400.
Die in den Bohrspülungen gemäß der Erfindung verwendeten rheologischen Verbindungen, die gemäß dieser Erfindung hergestellt werden, sind bevorzugt als das Kondensations-Reaktionsprodukt von b) i= und b) ii) gebildet. Es ist bei dieser Erfindung wichtig, dass die reaktiven Teile der Verbindung b) i) in stöchiometrischem Übermaß der aktiven Teile der Verbindung b) ii) innerhalb des oben definierten Verhältnisses in einer Menge vorhanden sind, sodass keine erheblich unumgesetzte Verbindung b) ii) verbleibt, nachdem die Reaktion abgeschlossen ist. Es ist in diesem Zusammenhang wichtig zu erwähnen, dass z.B. das Verhältnis der Äquivalente der Carbonsäuregruppen in der Verbindung b) i) zu den Äquivalenten der aktiven Wasserstoffgruppen in der Verbindung b) ii) zwischen 1,05 und 2,1 liegen muss. Das Reaktionsprodukt von b) i) und b) ii) resultiert in einem Polymer mit Endpunkten, die Carbonsäureeinheiten enthalten und welches als ein rheologischer und Antiabsetz-Zusatzstoff in einer ähnlichen Weise, wie sie zuvor beschrieben wurde, funktioniert.
Das Produkt dieser Reaktion ist ein flüssiges Polymer mit einem Molekulargewicht von bevorzugt <50.000 und am meisten bevorzugt von 2.000 – 15.000. Produkte mit höherem Molekulargewicht produzieren oft Feststoffe. Die rheologischen Zusatzstoffe der vorliegenden Erfindung sind bevorzugt vollkommen flüssig, ohne ein Streckmittel aufzuweisen und mit einem Molekulargewicht, das die Gießfähigkeit zulässt.
Der nützliche rheologische Zusatzstoff kann gemäß der bekannten Polykondensation hergestellt werden. Die Reihenfolge der Zusätze der Co-Reaktanten ist im Allgemeinen nicht wichtig und sie können entweder bei Raumtemperatur oder bei Reaktionstemperatur hinzugefügt werden. Die Reaktanten können z.B. in Schritten in einen geeigneten Reaktionsbehälter geladen werden, der mit einem mechanischen Rührwerk, einem Thermometer, einem Dean-Stark-Adapter oder einem anderen Wasserkollektor und einem Stickstoffeinlass ausgerüstet ist. Der Behälter, der die Reaktanten enthält, wird unter einer Stickstoffdecke erwärmt. Die Reaktion kann unter Luftdruck oder Vakuum durchgeführt werden. Die Reaktionstemperatur, die in der Synthese verwendet wird, kann variiert werden, liegt jedoch bevorzugt in einem Bereich von Raumtemperatur bis 300 °C unter normalen Druckbedingungen. Mehr bevorzugt liegt die Temperatur zwischen Raumtemperatur bis 250 °C und am meisten bevorzugt zwischen 120 ° bis 220 °C. Wasser wird als Kondensat entfernt, Während die Reaktion fortschreitet. Nach Abschluss der Reaktion wird der Zusatzstoff abgekühlt und entladen.
Der rheologische Zusatzstoff der vorliegenden Erfindung kann verwendet werden, um eine Vielzahl von organischen Bohrspülungszusammensetzungen und solchen auf Lösungsmittelbasis anzudicken. Der Zusatzstoff ist besonders nützlich z.B. beim Andicken von aliphatischen und aromatischen Bohrspülungszusammensetzungen auf Lösungsmittelbasis und auf Synthetikölbasis und kann ebenso in Zusammensetzungen auf Polarbasis (Ketone, Alkohole, Ester) verwendet werden.
Die flüssigen rheologischen Zusatzstoffe werden bevorzugt in Ölspülungsformulierungen verwendet. Durch die Anwendung von kleinen Mengen dieser flüssigen Zusatzstoffe in Verbindung mit organischen Tonerden werden verbesserte Bohrspülungsformulierungen erhalten. Diese Zusatzstoffe produzieren höhere Ertragspunkte und höhere Niedrigscher-Fließeigenschaften, während plastische Viskositäten über einen weiten Bereich von Temperaturen und Scherverhältnissen relativ konstant gehalten werden.
Da es sich bei dem Zusatzstoff um eine leicht gießbare oder pumpbare rheologische Flüssigkeit handelt, kann er sehr leicht in eine Vielzahl von Bohrspülungszusammensetzungen in verschiedenen Phasen ihrer Herstellung eingearbeitet werden. Er kann am Anfang der Verarbeitung, während der Verarbeitung, nachträglich oder während dem Bohrbetrieb hinzugefügt werden.
Die Menge des rheologischen Zusatzstoffs, die in einem bestimmten Fall verwendet wird, richtet sich nach zahlreichen Faktoren, einschließlich der Art der anzudickenden Bohrspülungszusammensetzung und dem gewünschten Andickungsniveau. Ein allgemeiner Bereich beträgt jedoch von etwa 0,5 bis etwa 30 Pfund pro Tonne der Zusammensetzung. Auf einer Gewichtsbasis beträgt die Menge des rheologischen Zusatzstoffs im Allgemeinen von etwa 0,1 bis etwa 10 Gew.-%, bevorzugt von etwa 0,1 bis etwa 8 Gew.-%, mehr bevorzugt von etwa 0,1 bis etwa 5 Gew.-% und am meisten bevorzugt von etwa 0,2 bis etwas 3 Gew.-% des anzudickenden Systems.
Die rheologischen Zusatzstoffe, die in der vorliegenden Erfindung verwendet werden, können mit oder ohne Katalysator synthetisiert werden. Der Katalysator, falls verwendet, kann von denen ausgewählt sein, die normalerweise für Kondensationsreaktionen verwendet werden. Beispiele solcher Katalysatoren schließen ein, sind jedoch nicht beschränkt auf Schwefelsäure, p-Toluolsulfonsäure, Dibutylzinn-Dilaurat, Tetraalkylzinn oder Titanverbindungen, Metallhydride und ähnlichen. Ein bevorzugter Katalysator ist p-Toluolsulfonsäure. Der Katalysator sollte im Allgemeinen in einer Menge von etwa 0,001 bis 2,5 Gew.-% basierend auf dem Gesamtgewicht der Reaktanten verwendet werden.
Der in der vorliegenden Erfindung nützliche Zusatzstoff kann mit oder ohne einem organischen Lösungsmittel hergestellt werden. Da die Form des rheologischen Kontrollmittels eine lösungsmittelfreie, streckmittelfreie, gießbare Flüssigkeit ist, wird es bevorzugt, das Produkt in einer lösungsmittelfreien Umgebung zu synthetisieren. Da das lösungsmittelfreie Produkt eine viskose Flüssigkeit sein kann, kann es angebracht sein, ein Lösungsmittel in der Letdown-Phase während der Synthese zu verwenden, um das Produkt noch gießbarer zu machen. Wenn ein Lösungsmittel während der Synthese verwendet wird, ist die Art des Lösungsmittels nicht wichtig, außer es ist mit den Reaktanten reaktionsunfähig. Falls es angemessen ist, während der Synthese ein Lösungsmittel zu verwenden, kann dasselbe Lösungsmittel bevorzugt sein, das in der Bohrspülungszusammensetzung verwendet wird, in welcher der rheologische Zusatzstoff eingearbeitet werden konnte.
Lösungsmittel, falls verwendet, die für das Synthetisieren des rheologischen Zusatzstoffs in den Bohrspülungen gemäß dieser Erfindung nützlich sind, sind bevorzugt aromatische Lösungsmittel, wie z.B. Toluol, Xylol, aromatische Petroleumdestillate und deren Mischungen, aliphatische Lösungsmittel, wie z.B. Hexan, Heptan, Cyclohexan und aliphatische Petroleumdestillate und deren Mischungen. Die am meisten bevorzugten solcher Lösungsmittel sind aromatische Petroleumdestillate, wie sie unter dem Handelsnamen Aromatic 100 von der Firma Exxon Chemical Company auf dem Markt angeboten werden. Eine Kombination von Lösungsmitteln könnte eingesetzt werden, solange die Lösungsmittel mit dem Zusatz der Gesarntspülungsformulierung kompatibel sind. Das Lösungsmittel sollte im Allgemeinen von 0 bis 25 Gew.-% der Reaktionsmischung, am meisten bevorzugt von 0 Prozent verwendet werden.
Die beschriebenen nützlichen rheologischen Zusatzstoffe sind bevorzugt lösungsmittelfrei (Null flüchtige organische Verbindungen) oder enthalten erheblich reduzierte Lösungsmittel (geringe flüchtige organische Verbindungen) und sind daher leicht in sämtliche Bohrspülungen, einschließlich in Tiefwassersystemen einzuarbeiten, ungeachtet der Spezifikationen der flüchtigen organischen Verbindungen. Da die rheologischen Zusatzstoffe leicht gießbare Flüssigkeiten sind, können sie leicht in fast sämtliche Bohrspülungssysteme bei niedrigen Aktivierungstemperaturen eingearbeitet werden.
Rheologische Zusatzstoffe werden allgemein in Bohrspülungen verwendet, um die Viskosität bereitzustellen, die benötigt wird, um Beschwerungsmaterial und Bohrgut in einer Bohrspülung zu suspendieren. Organische Tonerde und polymere Eindicker werden z.B. in der Spülungsanlage und auf der Bohrinsel unter niedrigen Schermischbedingungen hinzugefügt. Im Labor werden solche organischen Tonerden und polymeren Eindicker in die Bohrspülung unter Anwendung eines Hamilton Beach- oder Multimixer-Mischers eingearbeitet. Typischerweise werden die Materialien bei einer niedrigen bis mittleren Geschwindigkeit hinzugefügt, um Mischbedingungen einer Spülungsanlage zu simulieren. Die für diese Erfindung beschriebenen rheologischen Zusatzstoffe können auf ähnliche Weise jederzeit während dem Mischverfahren hinzugefügt werden, vorausgesetzt dass eine ausreichende Basisflüssigkeit vorhanden ist, um ein gutes Vermischen sicherzustellen.
Die flüssigen Zusatzstoffe, die in den Bohrspülungen gemäß dieser Erfindung verwendet werden, können mithilfe einer Vielzahl von Materialien und durch eine Vielzahl von Verfahren hergestellt werden, die entweder hier offenbart sind oder die bei der Offenbarung dieses Patents als offensichtlich erscheinen. Es ist nicht die Absicht der Antragsteller, die Materialien oder Herstellungsverfahren solcher Zusatzstoffe durch die oben genannte Beschreibung einzuschränken.
Die in dieser Erfindung beschriebenen rheologischen Zusatzstoffe können einer Basisflüssigkeit hinzugefügt werden, die aus Lake und Emulgatoren besteht, vorzugsweise bevor die Beschwerungsmaterialien hinzugefügt werden. Der Zusatzstoff wird dann vermischt, um das Material einheitlich in der Bohrspülung zu verteilen. Das Mischen findet bevorzugt bei einer niedrigen Geschwindigkeit statt. Nachdem oder bevor die rheologischen Zusatzstoffe eingearbeitet werden, können zur Vervollständigung der Bohrspülung andere Zusatzstoffe, einschließlich Beschwerungsmaterialien und Flüssigkeitsverlust-Zusatzstoffe eingearbeitet werden. Wir definieren eine Öl- oder Invert-Bohrspülungsformulierung als alles, das in der Bohrspülungszusammensetzung vorhanden ist, außer dem rheologischen Zusatzstoff.
BESCHREIBUNG DER VERSUCHE
Die vorliegende Erfindung wird in den nachfolgenden Beispielen beispielhaft dargestellt und verglichen. Die Beispiele sollten jedoch nicht als die Erfindung beschränkend betrachtet werden.
Beispiel 1
33,76 Gramm (0,08 Mol, 0,16 Äquivalente) Ethomeen C-15 und 70,13 Gramm (0,12 Mol, 0,24 Äquivalente) Pripol 1015 wurden in einen 250 ml Harzkessel geladen, der mit einem Thermometer, einem Dean-Stark-Adapter, einem mechanischen Rührwerk und einem Stickstoffeinlass ausgerüstet war. Die Mischung wird auf 200 °C unter Rühren unter einer Stickstoffdecke erwärmt. Wasser scheidet sich bei 170 °C ab.
Nach einer Stunde bei 200 °C wurden Aliquoten stündlich abgenommen und die Säure- und Aminwerte festgestellt. Die Reaktion ist abgeschlossen, wenn der Säurewert konstant bleibt. Am Ende der Reaktion wird das Produkt abgekühlt und entladen.
Eine Infrarotanalyse des Produkts zeigte das Vorhandensein eines Esterbands bei 1739,7 cm^–1 an. Die Molekulargewichts-Analyse mit den GPC-Verfahren auf den Polystyrolstandard zeigte ein durchschnittliches Molekulargewicht von 3375 an. Das Produkt wurde mit Beispiel 1 gekennzeichnet.
Beispiele 2 - 9
Das in Beispiel 1 dargestellte allgemeine Verfahren wurde verwendet, mit der Ausnahme, dass die Reaktanten wie in Tabelle 1 aufgeführt ersetzt wurden. Sämtliche Beispiele waren flüssiger Form.
Beispiel 10
40 Gramm (0,1 Mol) Jeffamine D-400 und 85,05 Gramm (0,15 Mol) Empol 1004 wurden in einen 250 ml Harzkessel geladen, der mit einem Thermometer, einem Dean-Stark-Adapter, einem mechanischen Rührwerk und einem Stickstoffeinlass ausgerüstet war. Die Mischung wird unter Rühren unter einer Stickstoffdecke auf 200 °C erwärmt. Wasser scheidet sich bei 170 °C ab. Nach einer Stunde bei 200 °C wurden Aliquoten stündlich abgenommen und die Säure- und Aminwerte festgestellt. Die Reaktion ist abgeschlossen, wenn der Säurewert konstant bleibt. Am Ende der Reaktion wird das Produkt abgekühlt und entladen.
Beispiel 11
80 Gramm (0,4 Mol) Jeffamine D-2000 und 35,06 Gramm (0,06 Mol) Pripol 1015 wurden in einen 250 ml Harzkessel geladen, der mit einem Thermometer, einem Dean-Stark-Adapter, einem mechanischen Rührwerk und einem Stickstoffeinlass ausgerüstet war. Die Mischung wird unter Rühren unter einer Stickstoffdecke auf 200 °C erwärmt. Wasser scheidet sich bei 170 °C ab. Nach einer Stunde bei 200 °C wurden Aliquote stündlich abgenommen und die Säure- und Aminwerte festgestellt. Die Reaktion ist abgeschlossen, wenn der Säurewert konstant bleibt. Am Ende der Reaktion wird das Produkt abgekühlt und entladen.
Tabelle 1
AUSWERTUNGEN DER BOHRSPÜLUNGEN
I. Tiefwasser-Bohrfluidsysteme
Sämtliche nach den Beispielen 1 – 11 hergestellte Materialien wurden in eine standardmäßige Tiefwasser-Siebformel eingearbeitet und es wurde eine Reihe von Tests durchgeführt, um die Effizienz des entsprechenden rheologischen Zusatzstoffs zu demonstrieren.
Herstellung und Komponenten der standardmäßigen Tiefwasser-Siebformel wird in Formulierung A beschrieben. Die Bohrspülungseigenschaften wurden an den anfänglichen Spülungen (vor dem Warmwalzen) und nach dem Warmwalzen bei 66 °C (150 °F) und 149 °C (300 °F) gemessen. Sämtliche Bohrspülungseigenschaften, Viskosität, elektrische Stabilität wurden bei 49 °C (120 °F) gemessen. Die Viskosität wurde an einem Fann 35- und einem Brookfield-LVT-Viskometer getestet und die elektrische Stabilität wurde mit einem elektrischen Stabilitätsmesser des Modells 23D von Fann getestet. Nachdem die anfänglichen Messungen abgenommen waren, wurden die Spülungen bei 66 °C (150 °F) 16 Stunden lang warmgewalzt und die Warmwalzeigenschaften gemessen. Die Spülungen wurden erneut bei 149 °C (300 °F) für weitere 16 Stunden warmgewalzt und die Warmwalzeigenschaften gemessen.
Die Ergebnisse wurden hinsichtlich des Grads an Viskositätsreduzierung nach jedem Warmwalzzyklus überprüft. Die rheologischen Zusatzstoffe gemäß der vorliegenden Erfindung stellen hohe anfängliche (vor dem Warmwalzen) Viskositätserhöhungen mit einem Abfall an Viskosität nach jedem aufeinander folgenden Warmwalzzyklus bereit.
Eine Spülungsanlagenformulierung wurde gemäß dem in Formulierung A beschriebenen Verfahren unmittelbar unterhalb ohne den Zusatz eines rheologischen Zusatzstoffs hergestellt (siehe Vergleichsbeispiel 1). Die Bohrspülungseigenschaften wurden ausgewertet und sind in Tabelle 1 unter Verwendung jedes spezifischen Produktbeispiels angegeben.
FORMULIERUNG A
DISKUSSION DER ERGEBNISSE
Wenn die in der vorliegenden Erfindung nützlichen rheologischen Zusatzstoffe in Verbindung mit organischen Tonerden verwendet werden, produzieren sie einen erheblichen und raschen Anstieg an Fann-Viskosität mit 6 und 3 U/min, wodurch die Barytsenkung/-einstellung reduziert/eliminiert wird, wenn dieses unter den in einer Spülungsanlage angetroffenen ultraniedrigen Schermischungsbedingungen eingearbeitet werden.
Ferner verringert sich die durch die rheologischen Zusatzstoffe entwickelte Viskosität bei ansteigender Temperatur und Zirkulation im Bohrloch. Ohne sich an die Theorie zu binden, wird davon ausgegangen, dass dies die rheologische Mitwirkung der Zusatzstoffe in der Bohrspülung verringert, während die rheologische Mitwirkung der organischen Tonerde ansteigt (die organische Tonerde gibt einen Ertrag ab, während die Spülung während der Zirkulation durch den Bohrmeißel geschert wird), wodurch eine stabile und niedrige Viskosität bereitgestellt wird. Dieser Abfall an Viskosität in dem Zusatzstoff. hält flache Fließeigenschaften aufrecht und verhindert, dass die Spülung übermäßig dick wird und schwer zu pumpen ist, besonders in kaltem Wasser. Würden die rheologischen Zusatzstoffe diese Viskositätsreduktion nicht vorweisen, würden sie aufgrund des bekannten Anstiegs an Viskosität, der durch die organischen Tonerden unter hohen Scherbedingungen verursacht wird, sehr dick werden.
Die organische Tonerde und die beschriebenen Zusatzstoffe arbeiten überraschenderweise zusammen, um ein relativ flaches Viskositätsprofil über einen breiten Scherbereich bereitzustellen.

Claims

Bohrfluidzusammensetzung auf der Basis eines Öls oder eines invertierten Öls, umfassend a) eine Öl- oder invertiertes Öl-Bohrfluidbasisformulierung und b) ein oder mehrere rheologische Additive, welche, wenn frei von Lösemitteln, bei Umgebungstemperatur gießfähig sind, umfassend das Kondensationsreaktionsprodukt von: i) einer oder mehreren Polycarbonsäuren und ii) einer Chemikalie, ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus einer oder mehreren flüssigen alkoxylierten Stickstoffenthaltenden Verbindungen, Diaminen und Polyetherdiaminen, die zwei oder mehr als zwei aktive Wasserstoffgruppen enthalten, wobei das Verhältnis der Äquivalente der Carbonsäuregruppen zu den Äquivalenten an aktiven Wasserstoffgruppen zwischen 1,05 bis 2,10 liegt.
Bohrfluidzusammensetzung nach Anspruch 1, wobei die Basisformulierung ein oder mehrere organische Tone enthält.
Bohrfluidzusammensetzung nach Anspruch 1, wobei die Chemikalie gemäß Unterabschnitt b) ohne Einsatz eines Lösungsmittels hergestellt worden ist.
Bohrfluidzusammensetzung nach Anspruch 1, wobei die Chemikalie gemäß Unterabschnitt b) ii) ausgewählt wird aus der Gruppe, bestehend aus alkoxylierten aliphatischen Amindiolen und alkoxylierten aliphatischen Amiddiolen.
Bohrfluidzusammensetzung nach Anspruch 1, wobei die Chemikalie gemäß Unterabschnitt b) ii) ein tertiäres Amin mit einer Alkylgruppe darstellt.
Bohrfluidzusammensetzung nach Anspruch 5, wobei das tertiäre Amin zwei Hydroxyalkylgruppen aufweist.
Bohrfluidzusammensetzung nach Anspruch 4, wobei die Amindiole ausgewählt werden aus der Gruppe, bestehend aus Polyoxyethylen(5)cocoamin, Polyoxyethylen(10)cocoamin, Polyoxyethylen(15)cocoamin, Polyoxyethylen(5)octadecylamin, Polyethylen(10)octadecylamin, Polyoxyethylen(15)octadecylamin, Polyoxyethylen(5)tallowamin, Polyoxyethylen(15)tallowamin, Polyoxyethylen(5)oleylamin, Polyoxyethylen(15)oleylamin, Polyoxyethylen(5)soyaamin, Polyoxyethylen(10)soyaamin, Polyoxyethylen(15)soyaamin.
Bohrfluidzusammensetzung nach Anspruch 1, wobei die Chemikalie gemäß Unterabschnitt b)ii) ein Polyetherdiamin darstellt.
Bohrfluidzusammensetzung nach Anspruch 1, wobei die Polycarbonsäure ausgewählt wird aus der Gruppe, bestehend aus Dicarbonsäureoligomeren aus Fettsäuren mit Kohlenstoffkettenlängen von 16 bis 20 Kohlenstoffatomen und polybasischen Säuren, die mehr als zwei Carbonsäuregruppen enthalten.
Bohrfluidzusammensetzung nach Anspruch 9, wobei eine oder mehrere polymerisierte polybasische Säuren eine Kohlenstoffkette von 48 bis 60 Kohlenstoffatomen aufweisen.
Bohrfluidzusammensetzung nach Anspruch 1, wobei das Verhältnis der Anzahl der Äquivalente an Polycarbonsäure gemäß Abschnitt b) i) zu den Äquivalenten an aktiven Wasserstoffgruppen gemäß Abschnitt b) ii) zwischen 1,5 und 2,0 liegt.
Bohrfluidzusammensetzung nach Anspruch 11, wobei die polybasische Säure eine oder mehrere Trimersäuren umfaßt.
Bohrfluidzusammensetzung nach Anspruch 1, wobei das Kondensationsreaktionsprodukt eine ungesättigte Einheit oder Einheiten der Fettkette in einer flüssigen alkoxylierten stickstoffenthaltenden Verbindung umfaßt.
Bohrfluidzusammensetzung nach Anspruch 1, wobei das Reaktionsprodukt gemäß b) i) und b) ii) in einem Polymer mit Endungen, die Carbonsäureeinheiten umfassen, resultiert.
Bohrfluidzusammensetzung nach Anspruch 1, wobei das Kondensationsreaktionsprodukt ein Polymer mit einem Molekulargewicht von weniger als 50.000, vorzugsweise von 1.000 bis 15.000, darstellt.