DE69720676T2

DE69720676T2 - Verbesserte öl-basierte bohrflüssigkeit

Info

Publication number: DE69720676T2
Application number: DE69720676T
Authority: DE
Inventors: D. Arvind PATEL
Original assignee: MI LLC
Current assignee: MI LLC
Priority date: 1996-08-02
Filing date: 1997-07-31
Publication date: 2004-05-19
Anticipated expiration: 2017-08-01
Also published as: EP0854897B1; NO981159L; DE69729872D1; ATE236968T1; NO981161D0; NO981161L; AU724271B2; WO1998005733A1; US20010051593A1; CA2231734C; US6790811B2; WO1998005734A1; NO327459B1; CA2231555A1; ATE271112T1; NO322890B1; US6218342B1; EP0920484A1; CA2231555C; DE69729872T2

Description

Gebiet der Erfindung
Die vorliegende Erfindung betrifft Invert-Emulsionsfluids, die zum Bohren, zur Komplettierung bzw. Verrohrung und zu Unterhaltungsarbeiten von Öl- und Gasbohrlöchern verwendet werden.
Stand der Technik
Viele Arten von Fluids wurden zum Bohren von Öl- oder Gasbohrlöchern verwendet. Die Auswahl eines Bohrfluids auf Öl-Basis, auch bekannt als Mud auf Öl-Basis, beinhaltet die umsichtige Ausgewogenheit sowohl von guten als auch von schlechten Eigenschaften solcher Fluids bei einer bestimmten Anwendung, die Art des zu bohrenden Bohrlochs und die Eigenschaften des Öl- oder Gasgebiets, in welchem das Bohrloch gebohrt werden soll. Ein oberflächenaktives Mittel, das in das Öl eingebrachtes Wasser emulgieren kann, ist ein wichtiger Bestandteil von Muds auf Öl-Basis.
Die primären Vorteile der Auswahl eines Bohrfluids auf Öl-Basis schließen folgendes ein: überragende Lochstabilität, insbesondere in SchieferÖllagerstätteen, Bildung eines dünneren Filterkuchens als der Filterkuchen, der mit einem Mud auf Wasser-Basis erzielt wird, ausgezeichnete Schmierung des Bohrstrangs und der Tieflochwerkzeuge, Durchdringung von Salzbetten ohne Nachfallen oder Er weiterung des Lochs sowie andere Vorteile, die dem Fachmann bekannt sein sollten.
Eine besonders vorteilhafte Eigenschaft von Muds auf Öl-Basis sind deren ausgezeichnete Schmierqualitäten. Diese Schmiereigenschaften gewähren das Bohren von Bohrlöchern mit einem merklich senkrechten Abtrieb, wie es für Offshoreoder Tiefwasser-Bohrarbeiten oder, wenn ein waagrechtes Bohrloch erwünscht ist, typisch ist. In solchen stark abfallenden Löchern sind das Drehmoment und der Widerstand des Bohrstrangs ein bedeutsames Problem, da das Bohrrohr an der Unterseite des Lochs liegt und das Risiko von Rohrverstopfung hoch ist, wenn Muds auf Wasser-Basis verwendet werden. Im Gegensatz dazu stellen Muds auf Öl-Basis einen dünnen, glatten Filterkuchen bereit, der bei der Verhütung von Rohrverstopfung hilfreich ist, womit die Verwendung des Muds auf Öl-Basis gerechtfertigt sein kann.
Trotz der vielen Vorteile der Verwendung von Muds auf Öl-Basis, haben sie Nachteile. Im Allgemeinen hat die Verwendung von Bohrfluids und -muds auf Öl-Basis hohe anfängliche und Betriebskosten. Diese Kosten können merklich von der Tiefe des zu bohrenden Lochs abhängen. Jedoch können höhere Kosten oft gerechtfertigt sein, wenn das Bohrfluid auf Öl-Basis das Einstürzen oder die Locherweiterung, was Bohrzeit und Kosten stark erhöhen kann, verhindern. Die Entsorgung von ölbeschichteten Gesteinsstückchen ist ein anderes primäres Bedenken, insbesondere für Offshore- oder Tiefwasserbohrarbeiten. In diesen letzteren Fällen muss entweder das Öl von den Gesteinsstückchen mit einer Reinigungslösung, die ebenso entsorgt werden muss, abgewaschen werden, oder die Gesteinsstückchen müssen zur Entsorgung in einer umweltmäßig sicheren Weise zurück zur Küste verschifft werden. Eine andere Erwägung, die berücksichtigt werden muss, sind die örtlichen Verwaltungsverordnungen, die die Verwendung von Bohrfluids und -muds auf Öl-Basis aus umwelttechnischen Gründen einschränken können.
Muds auf Öl-Basis enthalten etwas Wasser, das entweder bei der Formulierung des Bohrfluids selbst oder durch Restwasser im Loch gebildet wird, oder absichtlich zugesetztes Wasser zum Beeinflussen der Eigenschaften des Bohrfluids oder -muds. In solchen Emulsionen vom Wasser-in-Öl-Typ, auch bekannt als Invert-Emulsionen, wird ein Emulgator verwendet, der die Emulsion stabilisiert. Im Allgemeinen kann die Invert-Emulsion sowohl wasserlösliche als auch öllösliche Emulgatoren enthalten. Typische Beispiele für solche Emulgatoren schließen mehrwertige Metallseifen, Fettsäuren und Fettsäureseifen und andere ähnliche geeignete Verbindungen, die dem Fachmann bekannt sein sollten, ein. Die Verwendung von herkömmlichen Emulgatoren und oberflächenaktiven Mitteln in Invert-Bohrfluid-Systemen kann den Reinigungsprozess bei Komplettierungsarbeiten in offenen Löchern komplizieren. Fluids, die herkömmliche oberflächenaktive Mittel und Emulgatormaterialien verwenden, können die Verwendung von Lösungsmitteln und anderen oberflächenaktiven Spüllösungen erfordern, um den Filterkuchen zu durchdringen und die Benetzungsfähigkeit der Filterkuchenteilchen umzukehren. Das heißt, dass durch die Waschung mit Reinigern die ölbenetzten Feststoffe des Filterkuchens in wasserbenetzte Feststoffe umgewandelt werden sollen. Wasserbenetzte Feststoffe im Filterkuchen sind nötig, damit die anschließende Säurewaschung die Teilchen des Mudkuchens angreifen und sie vor der Produktion zerstören oder entfernen kann. Die Produktivität eines Bohrlochs ist von der wirksamen und effizienten Entfernung des Filterkuchens etwas abhängig, da die Möglichkeit der Wasserblockierung, Verstopfung oder andersartigen Schädigung der natürlichen Strömungskanäle der Öllagerstätte minimiert wird. Die Probleme der guten Reinigung, Stimulierung und Komplettierung sind ein wichtiger Punkt in allen Bohrlöchern und insbesondere in Komplettierungen von offenen Bohrlöchern.
Ein typisches Verfahren für die Komplettierung von waagrechten Bohrlöchern schließt eines oder mehrere des folgenden ein: Bohren des waagrechten Abschnitts unter Verwendung eines Bohrfluids auf Öl-Basis, Glätten der Richtungskorrekturen mit einem Lochöffner, Ersetzen des offenen Lochabschnitts mit ei nem ungebrauchten Bohrfluid zur Minimierung von Feststoffen, die der Komplettierungsmontage ausgesetzt sind, Bewegen der Komplettierungsmontage in das waagrechte Bohrloch, Ersetzen des Bohrfluids mit einer Komplettierungssalzbrühe, Waschen des Filterkuchens mit Lösungsmitteln und oberflächenaktiven Mitteln, um das Bohrfluid zu entfernen oder abzuwaschen, Zerstören des Filterkuchens mit einer Säurespülung und Produktionsbeginn. Eine Verlängerung der Zeit, die zum Reinigen des offenen Bohrlochs erforderlich ist, kann zu einer Instabilität der Bohrlochbohrung und möglichem Einsturz führen. Der Einsturz eines Bohrlochs wird im Allgemeinen als schlechtes Ereignis betrachtet, da das Bohrloch dann wieder gebohrt oder geöffnet werden muss, wenn die Produktion von der Öllagerstätte stattfinden soll. Folglich beschränkt die Stabilität des offenen Bohrlochs die Anzahl an Schritten, die vor Produktionsbeginn durchgeführt werden. Somit besteht ein Zusammenhang zwischen erhöhter Produktionszeit aufgrund einer vollständig gereinigten Bohrlochbohrung und der Möglichkeit des Bohrlocheinsturzes aufgrund von Instabilität.
In Hinblick auf das Vorstehende besteht ein unerfüllter Bedarf an einem Bohrfluid oder einer Mudemulsion auf Öl-Basis, die in Gegenwart der Säurespüllösung leicht aufgebrochen werden kann. Ein solches Fluid würde eine Verminderung der Anzahl an Schritten gewähren, die bei der Entfernung des Filterkuchens und beim Reinigen des Bohrlochs beteiligt sind, wodurch das Risiko des Bohrlocheinsturzes minimiert wird. Zudem würde ein solches Fluid eine gründlichere und vollständigere Reinigung des Bohrlochs und folglich eine Erhöhung der Produktion aus dem Bohrloch gewähren.
EP-A-0 271 943 offenbart eine Öl-in-Wasser-Emulsion, die als Bohrfluid verwendet wird, das ein oberflächenaktives Amin enthält. EP-A-0 382 070 offenbart ein Wasser-in-Öl-Bohrmud, das ein oberflächenaktives Amin enthält.
ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
Überraschenderweise wurde ein neues Invert-Emulsionsfluid erfunden, das zum Bohren, zur Komplettierung bzw. Verrohrung oder zu Unterhaltungsarbeiten von unterirdischen Bohrlöchern nützlich ist, wobei die Emulsion leicht und umkehrbar von einer Emulsion vom Wasser-in-Öl-Typ zu einer Emulsion vom Öl-in-Wasser-Typ umgewandelt werden kann. Das Invert-Emulsionsfluid schließt ein ölartiges Fluid, ein nicht-ölartiges Fluid und ein oberflächenaktives Amin mit der Struktur
wobei R eine C₁₂- bis C₂₂-Gruppe ist; R' unabhängig ausgewählt ist aus H oder C₁- bis C₃-Alkyl; A NH oder O ist und die Summe von x und y größer oder gleich eins, jedoch kleiner oder gleich drei ist, ein. Das ölartige Fluid kann vorzugsweise Dieselöl, Mineralöl, ein synthetisches Öl und geeignete Kombinationen davon sein und mindestens 5% eines Materials, ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus Estern, Ethern, Acetalen, Dialkylcarbonaten, Kohlenwasserstoffen und Kombinationen davon sein. Das nicht-ölartige Fluid ist vorzugsweise eine wässrige Flüssigkeit, ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus Seewasser, einer Salzbrühe, die organische und/oder anorganische gelöste Salze enthält, einer wässrigen Lösung, die wassermischbare organische Verbindungen enthält oder Kombinationen von diesen. In einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Erfindung kann das Emulsionsfluid ein Beschwerungsmittel, ein Brückenbildungsmittel oder beides enthalten. Solche Beschwerungsmittel und/oder Brückenbildungsmittel können ausgewählt werden aus der Gruppe, bestehend aus Calciumcarbonat, Dolomit, Siderit, Baryt, Coelestin, Eisenoxiden, Manganoxiden, Ulexit, Carnallit und Natriumchlorid.
Noch eine andere Ausführungsform der vorliegenden Erfindung schließt das Verfahren zur Umwandlung der Emulsion der vorliegenden Erfindung von einer Invert-Emulsion zu einer üblichen Emulsion ein. In dieser Ausführungsform wird die Invert-Emulsion mit einer Säure gemischt, die funktionell in der Lage ist, das oberflächenaktive Amin zu protonieren. Werden ausreichende Mengen der Säure verwendet, wird die Invert-Emulsion der vorliegenden Erfindung so umgewandelt, dass das ölartige Fluid die diskontinuierliche Phase und das nicht-ölartige Fluid die kontinuierliche Phase wird. Die Umwandlung der Phasen ist umkehrbar, so dass durch Zugabe einer Base, die in der Lage ist, das protonierte oberflächenaktive Amin zu deprotonieren, eine stabile Invert-Emulsion gebildet werden kann, in welcher die ölartige Flüssigkeit die kontinuierliche Phase und die nicht-ölartige Flüssigkeit die diskontinuierliche Phase wird.
BESCHREIBUNG VON BEISPIELHAFTEN AUSFÜHRUNGSFORMEN
Die Grenzflächenspannung zwischen einem ölartigen Fluid, z. B. einem Öl, und einem nicht-ölartigen Fluid, z. B. Wasser, ist oft hoch. Folglich, wenn die Flüssigkeiten miteinander vermischt werden, trennen sie sich spontan voneinander, wenn nicht mehr gerührt wird, wodurch der Grenzflächenbereich minimiert wird. Eine Verminderung der Grenzflächenspannung mit einem Emulgator ermöglicht einer Flüssigkeit, dass sie in der anderen eine stabile Dispersion von feinen Tröpfchen bildet. Je niedriger die Grenzflächenspannung ist, desto kleiner sind die Tröpfchen und desto 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 „Invert-Emulsionen", in welchen das nicht-ölartige Fluid die dispergierte Phase ist und das ölartige Fluid die kontinuierliche Phase ist, durch Verwendung eines geeigneten Emulgators gebildet werden. Dem Fachmann sollte klar sein, dass die chemischen Eigenschaften des Emulgators bei der Auswahl eines Emulgators zur Bildung einer stabilen Invert-Emulsion wichtig sind.
Die vorliegende Erfindung ist allgemein auf ein Invert-Emulsionsfluid gerichtet, das zum Bohren, zur Komplettierung bzw. Verrohrung und zu Unterhaltungsarbeiten von unterirdischen Bohrlöschern, vorzugsweise von Öl- und Gasbohrlöchern nützlich ist. Solche Verwendungen von Invert-Emulsionsfluids in einer solchen Anwendung sollten dem Fachmann bekannt sein, wie in dem Buch COMPOSITION AND PROPERTIES OF DRILLING AND COMPLETION FLUIDS, 5. Ausgabe, H. C. H. Darley und George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988, beschrieben ist.
In einer Ausführungsform der vorliegenden Erfindung schließt das Invert-Emulsionsfluid ein ölartiges Fluid, ein nicht-ölartiges Fluid und ein oberflächenaktives Amin ein. Der oberflächenaktive Bestandteil ist so ausgewählt, dass die hier beschriebenen unerwarteten und nicht naheliegenden Ergebnisse bereitgestellt werden. Liegt der Hauptteil des Amins in seiner unprotonierten Form vor, kann eine Invert-Emulsion gebildet werden, in der die ölartige Flüssigkeit die kontinuierliche Phase und die nicht-ölartige Flüssigkeit die diskontinuierliche Phase ist. Das heißt, dass die unprotonierte Form des oberflächenaktiven Amins in der Lage ist, eine Invert-Emulsion zu stabilisieren. Durch Zugabe eines Protonierungsmittels, hier als Säure bezeichnet, das in der Lage ist, den Hauptteil des oberflächenaktiven Amins zu protonieren, wird die ölartige Flüssigkeit die diskontinuierliche Phase und die nicht-ölartige Flüssigkeit die kontinuierliche Phase. Mit anderen Worten wird die Invert-Emulsion durch Säurezugabe und Protonierung des oberflächenaktiven Amins zu einer üblichen Emulsion umgewandelt. Ferner kann durch Zugabe eines Deprotonierungsmittels, hier als Base bezeichnet, das in der Lage ist, den Hauptteil des protonierten oberflächenaktiven Amins zu deprotonieren, wieder eine Invert-Emulsion gebildet werden. Das heißt, dass die Invert-Emulsion der vorliegenden Erfindung zu einer Öl-in-Wasser-Emulsion und zurück umkehrbar ist.
Das ölartige Fluid der vorliegenden Erfindung ist eine Flüssigkeit und stärker bevorzugt ein natürliches oder synthetisches Öl, und noch stärker bevorzugt ist ein ölartiges Fluid ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus Dieselöl, Mineralöl, einem synthetischen Öl wie Polyolefinen, Polydiorganosiloxanen, Siloxanen oder Organosiloxanen und Gemischen davon. Die Konzentration des ölartigen Fluids sollte ausreichend dazu sein, dass sich eine Invert-Emulsion bildet, und kann weniger als etwa 99 Vol.-% der Invert-Emulsion betragen. In einer Ausführungsform beträgt die Menge des ölartigen Fluids 30 bis 99 Vol.-%, vorzugsweise etwa 30 bis etwa 95 Vol.-% und stärker bevorzugt etwa 40 bis etwa 90 Vol.-% des Invert-Emulsionsfluids. Das ölartige Fluid in einer Ausführungsform kann mindestens 5 Vol.-% eines Materials, ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus Estern, Ethern, Acetalen, Dialkylcarbonaten, Kohlenwasserstoffen und Kombinationen davon, einschließen.
Das in der Formulierung des Invert-Emulsionsfluids der vorliegenden Erfindung verwendete nicht-ölartige Fluid ist eine Flüssigkeit und vorzugsweise eine wässrige Flüssigkeit. Stärker bevorzugt kann die nicht-ölartige Flüssigkeit ausgewählt werden aus der Gruppe, bestehend aus Seewasser, einer Salzbrühe, die organische und/oder anorganische gelöste Salze enthält, einer Flüssigkeit, die wassermischbare organische Verbindungen enthält, und Kombinationen davon. Die Menge des nicht-ölartigen Fluids ist typischerweise geringer als die theoretische Grenze, die zum Bilden einer Invert-Emulsion nötig ist. Folglich beträgt in einer Ausführungsform die Menge des nicht-ölartigen Fluids weniger als etwa 70 Vol.-% und vorzugsweise etwa 1 bis etwa 70 Vol.-%. In einer anderen Ausführungsform liegt das ölartige Fluid vorzugsweise mit etwa 5 bis etwa 60 Vol.-% des Invert-Emulsionsfluids vor.
Die Auswahl eines geeigneten oberflächenaktiven Amins, das in der vorliegenden Erfindung nützlich ist, wird durch Vereinigen der Menge des unprotonierten Amins mit Teilen des ölartigen Fluids und nicht-ölartigen Fluids in einem geeigneten Behälter erzielt. Das Fluid wird dann so kräftig gerührt oder scherzerklei nen, dass die zwei Fluids gründlich gemischt werden. Beim Stoppen des Gemischs bestimmt eine visuelle Betrachtung, ob eine Emulsion gebildet wurde. Eine Emulsion wird als stabil betrachtet, wenn sich die ölartigen und nichtölartigen Fluids nach dem Rühren im Wesentlichen nicht trennen. Das heißt, dass die Emulsion mehr als 1 Minute nach Anhalten der Rühr- oder Scherbewegung, die die Emulsion bildete, bestehen bleibt. Ein Test dafür, ob sich eine Invert-Emulsion gebildet hat oder nicht, ist, eine kleine Menge der Emulsion zu entnehmen und sie in einen Behälter mit dem ölartigen Fluid zu geben. Bildet sich eine Invert-Emulsion, dispergiert der Emulsionstropfen in dem ölartigen Fluid. Ein alternativer Test ist es, die elektrische Stabilität der erhaltenen Emulsion unter Verwendung einer herkömmlich erhältlichen Emulsionsstabilitätstestvorrichtung zu messen. Im Allgemeinen wird in solchen Tests die zwischen den Elektroden angewandte Spannung erhöht, bis sich die Emulsion aufspaltet und ein Stromstoß zwischen den beiden Elektroden fließt. Die zum Aufspalten der Emulsion erforderliche Spannung wird auf dem Fachgebiet als Messung der Stabilität der Emulsion betrachtet. Solche Tests der Emulsionsstabilität sollten dem Fachmann bekannt sein, wie sie auf S. 166 des Buchs COMPOSITION AND PROPERTIES OF DRILLING AND COMPLETION FLUIDS, 5. Ausgabe, H. C. H. Darley und George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988, beschrieben sind.
In Hinblick auf die Auswahlkriterien sollte in einer Ausführungsform der vorliegenden Erfindung das oberflächenaktive Amin die allgemeine Formel
aufweisen, wobei R eine C₁₂- bis C₂₂-Gruppe ist; R' unabhängig auswählbar ist aus Wasserstoff oder einer C₁- bis C₃-Alkylgruppe; A NH oder 0 ist und die Summe von x und y größer oder gleich eins, jedoch kleiner oder gleich drei ist. Vorzugsweise kann die Gruppe R ein C₁₂-C₂₂-aliphatischer Kohlenwasserstoff sein, und ist stärker bevorzugt eine nichtcyclische aliphatische Gruppe. In einer Ausführungsform enthält die Gruppe R mindestens einen Nichtsättigungsgrad, d.h. mindestens eine Kohlenstoff-Kohlenstoff-Doppelbindung. In einer anderen Ausführungsform kann die Gruppe R ein im Handel anerkanntes Gemisch aus aliphatischen Kohlenwasserstoffen wie Soja-, das ein Gemisch aus C₁₄- bis C₂₀-Kohlenwasserstoffen ist, oder Talg-, das ein Gemisch aus C₁₆- bis C₂₀aliphatischen Kohlenwasserstoffen ist, oder Tallöl, das ein Gemisch aus C₁₄- bis C₁₈-aliphatischen Kohlenwasserstoffen ist, sein. In einer anderen Ausführungsform, einer, in welcher die Gruppe A NH ist, ist der Wert von x + y vorzugsweise zwei, wobei x einen bevorzugten Wert von eins aufweist. In noch einer Ausführungsform, in welcher die Gruppe A 0 ist, ist der bevorzugte Wert von x + y zwei, wobei der Wert von x vorzugsweise eins ist. Bevorzugte Beispiele für im Handel erhältliche oberflächenaktive Amine schließen Ethomeen T/12, ein diethoxyliertes Talgamin, Ethomeen S/12, ein diethoxyliertes Sojaamin, Duomeen O, ein N-Oleyl-1,3-diaminopropan, Duomeen T, ein N-Talg-1,3-diaminopropan ein, wobei alle davon von Akzo erhältlich sind.
Die Menge des in dem Invert-Emulsionsfluid der vorliegenden Erfindung vorliegenden oberflächenaktiven Amins sollte wie vorstehend angemerkt, ausreichend sein, die Invert-Emulsion gemäß dem vorstehend angemerkten Test zu stabilisieren. Das heißt, dass die Emulsion länger als 1 Minute nach Anhalten der Rühroder Scherbewegung, die die Emulsion bildet, bestehen bleibt. Während die Konzentration abhängig von den jeweiligen Bestandteilen im Bohrfluid oder -mud variieren kann, beträgt die Konzentration typischerweise weniger als etwa 10 Vol.-% des Fluids. Folglich liegt in einer Ausführungsform das oberflächenaktive Amin im Invert-Emulsionsfluid vorzugsweise mit einer Konzentration von 0,1 bis 5,0% vor. Stärker bevorzugt sollte die Menge des vorliegenden oberflächenaktiven Amins in einer Konzentration von 1 bis 5 Vol.-% des Fluids vorliegen.
Wie vorstehend angemerkt, wurde unerwartet gefunden, dass die Zugabe eines Protonierungsmittels die Umwandlung der Invert-Emulsion, d. h. einer Emulsion vom Wasser-in-Öl-Typ zu einer üblichen oder herkömmlichen Emulsion, d. h. zu einer Emulsion vom Öl-in-Wasser-Typ, bewirkt. Das Protonierungsmittel, hier als „Säure" bezeichnet, muss funktionell in der Lage sein, das oberflächenaktive Amin zu protonieren. Ferner sollte die Säure von zum Protonieren des oberflächenaktiven Amins ausreichender Stärke sein, damit die Umwandlung der Emulsion von einer Invert-Emulsion zu einer üblichen Emulsion bewirkt wird. In einer Ausführungsform ist diese Menge größer als etwa 1 Äquivalent Säure und beträgt vorzugsweise etwa 0,1 bis etwa 5 Äquivalente. Verbindungen, die zur Verwendung als Säure geeignet sind, schließen Mineralsäuren und organische Säuren, die vorzugsweise in Wasser löslich sind, ein. Bevorzugte Mineralsäuren schließen Salzsäure, Schwefelsäure, Salpetersäure, Phosphorsäure, Fluorwasserstoffsäure, Bromwasserstoffsäure und dgl. ein. Bevorzugte organische Säuren schließen Zitronensäure, Weinsäure, Essigsäure, Propionsäure, Glycolsäure, Milchsäure, halogenierte Essigsäuren, Buttersäure, Organosulfonsäuren, Organophosphorsäuren und dgl. ein. Verbindungen, die beim Lösen in Wasser Säure bilden, z. B. Essigsäureanhydrid, hydrolysierbare Ester, hydrolysierbare Organosulfonsäurederivate, hydrolysierbare Organophosphorsäurederivate, Phosphortrihalogenid, Phosphoroxyhalogenid, wasserfreie Metallhalogenide, Schwefeldioxid, Stickstoffoxide, Kohlendioxid und ähnliche Verbindungen können ebenso verwendet werden. Typischerweise sollten Fettsäuren vermieden oder in kleinen Mengen verwendet werden, damit die Umkehrbarkeit des oberflächenaktiven Aminsystems nicht gestört wird.
In noch einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Erfindung können andere oberflächenaktive Verbindungen zusammen mit den hier verwendeten oberflächenaktiven Aminen verwendet werden. In solchen Fällen ist es jedoch wichtig, dass die Quantität und die Natur dieser zusätzlichen oberflächenaktiven Verbindungen die Fähigkeit und Eigenschaften, die dem Emulsionsfluid durch das ober flächenaktive Amin zur hier beschriebenen Wirkung bereitgestellt werden, nicht stören.
Die Fluids der vorliegenden Erfindung sind zum Bohren, zur Komplettierung bzw. Verrohrung und zu Unterhaltungsarbeiten von unterirdischen Öl- oder Gasbohrlöchern besonders nützlich. Insbesondere sind die Fluids der vorliegenden Erfindung bei der Formulierung von Bohrmuds und Komplettierungfluids nützlich, die die leichte und schnelle Entfernung des Filterkuchens gewähren. Solche Muds und Fluids sind zum Bohren von waagrechten Bohrlöchern in kohlenwasserstoffhaltigen Öllagerstätten besonders nützlich.
Das zur Herstellung der Bohrfluids der vorliegenden Erfindung verwendete Verfahren ist nicht entscheidend. Herkömmliche Verfahren können verwendet werden, um die Bohrfluids der vorliegenden Erfindung in einer Weise herzustellen, die zu denjenigen analog ist, die gewöhnlich zur Herstellung von herkömmlichen Bohrflüssigkeiten auf Öl-Basis verwendet werden. In einem beispielhaften Verfahren werden eine gewünschte Menge eines ölartigen Fluids wie ein Basisöl und eine geeignete Menge eines Aminemulgators miteinander vermischt und die übrigen Bestandteile nacheinander unter kontinuierlichem Rühren zugesetzt. Eine Invert-Emulsion der vorliegenden Erfindung wird durch kräftiges Rühren, Mischen oder Scheren des ölartigen Fluids und des nicht-ölartigen Fluids gebildet.
Die Fluids der vorliegenden Erfindung können abhängig von der endgültigen Verwendung der Invert-Emulsion ferner zusätzliche Chemikalien enthalten, sofern sie die Umkehrbarkeit der hier beschriebenen Invert-Emulsionsfluids nicht stören. Zum Beispiel können Benetzungsmittel, organophile Tonarten, Viskositätsregulatoren, Beschwerungsmittel, Brückenbildungsmittel und Fluidverlustregulatoren den Fluidzusammensetzungen dieser Erfindung für zusätzliche funktionelle Eigenschaften zugesetzt werden. Die Zugabe solcher Mittel sollte dem Fachmann für das Formulieren von Bohrfluids und -muds bekannt sein. Jedoch sollte angemerkt werden, dass die Zugabe solcher Mittel die hier beschriebenen Eigenschaften, die durch das oberflächenaktive Amin verliehen werden, nicht nachteilig stört.
Benetzungsmittel, die zur Verwendung in dieser Erfindung geeignet sein können, schließen Rohtallöl, oxidiertes Rohtallöl, oberflächenaktive Verbindungen, organische Phosphatester, modifiziere Imidazoline und Amidoamine, alkylaromatische Sulfate und Sulfonate und dgl. und Kombinationen und Derivate davon ein. Jedoch sollte die Verwendung von Fettsäurebenetzungsmitteln minimiert werden, damit die Umkehrbarkeit der hier offenbarten Invert-Emulsion nicht nachteilig beeinflusst wird. Versawet^® und Versawet^®NS sind Beispiele für im Handel erhältliche Benetzungsmittel, die von M. I. Drilling Fluids L. L. C. hergestellt und vertrieben werden und in dieser Erfindung verwendet werden können. Silwet L-77, L-7001, L7605 und L-7522 sind Beispiele für im Handel erhältliche oberflächenaktive Verbindungen und Benetzungsmittel, die von Union Carbide Chemical Company Inc. hergestellt und vertrieben werden.
Organophile Tonarten, gewöhnlich aminbehandelte Tonarten können als Viskositätsregulatoren in den Fluidzusammensetzungen der vorliegenden Erfindung nützlich sein. Andere Viskositätsregulatoren wie öllösliche Polymere, Polyamidharze, Polycarbonsäuren und Seifen können ebenso verwendet werden. Die Menge des in der Zusammensetzung verwendeten Viskositätsregulators kann abhängig von der endgültigen Verwendung der Zusammensetzung variieren. Jedoch ist ein Bereich von etwa 0,1 bis 6 Gew.-% für die meisten Anwendungen ausreichend. VG-69 und VG-PLUS sind Organotonmaterialien, die von M. I. Drilling Fluids L. L. C. vertrieben werden, und Versa-HRP ist ein Polyamidharzmaterial, das von M. I. Drilling Fluids L. L. C. hergestellt und vertrieben wird, wobei diese in dieser Erfindung verwendet werden können.
Suspensionsmittel, die zur Verwendung in dieser Erfindung geeignet sind, schließen organophile Tonarten, aminbehandelte Tonarten, öllösliche Polymere, Polyamidharze, Polycarbonsäuren und Seifen ein. Die Menge des in der Zusammenset zung, wenn überhaupt, verwendeten Viskositätsregulators kann abhängig von der endgültigen Verwendung der Zusammensetzung variieren. Jedoch sind etwa 0,1 bis 6 Gew.-% für die meisten Anwendungen ausreichend. VG-69 und VG-PLUS sind Organotonmaterialien, die von M. I. Drilling Fluids L. L. C. vertrieben werden, und Versa-HRP ist ein Polyamidharzmaterial, das von M. I. Drilling Fluids L. L. C. hergestellt und vertrieben wird, wobei diese in dieser Erfindung verwendet werden können.
Beschwerungsmittel oder Dichtematerialien, die zur Verwendung in dieser Erfindung geeignet sind, schließen Galena, Hämatit, Magnetit, Eisenoxide, Illmenit, Baryt, Siderit, Coelestin, Dolomit, Calcit und dgl. ein. Die Menge solcher, wenn überhaupt, zugesetzten Materialien hängt von der gewünschten Dichte der endgültigen Zusammensetzung ab. Typischerweise wird ein Beschwerungsmaterial zugesetzt, damit eine Bohrfluiddichte von bis zu etwa 2,88 kg/l (24 Pfund pro Gallone) erhalten wird. Das Beschwerungsmaterial wird vorzugsweise bis zu 2,52 kg/l (21 Pfund pro Gallone) und besonders bevorzugt bis zu 2,34 kg/l (19,5 Pfund pro Gallone) zugesetzt.
Fluidverlustregulatoren wirken typischerweise durch Beschichten der Wände des Bohrlochs, wenn das Bohrloch gebohrt wird. Geeignete Fluidverlustregulatoren, die in dieser Erfindung verwendet werden können, schließen modifizierte Braunkohlearten, Asphaltverbindungen, Gilsonit, organophile Humate, die durch Umsetzen von Huminsäure mit Amiden oder Polyalkylenpolyaminen hergestellt werden, und andere nichttoxische Fluidverlustzusätze ein. Typischerweise werden die Fluidverlustregulatoren in Mengen von weniger als 10 und vorzugsweise weniger als etwa 5 Gew.-% des Fluids zugesetzt.
In Hinblick auf Vorstehendes sollte dem Fachmann die Nützlichkeit des vorstehend beschriebenen Emulsionsfluids klar sein. Folglich ist eine Ausführungsform der vorliegenden Erfindung die Verwendung eines solchen Invert-Emulsionsfluids zum Bohren, zur Komplettierung bzw. Verrohrung und zu Unterhaltungsarbeiten von Öl- und Gasbohrlöchern. Da viele Eigenschaften der Invert-Emulsion der vorliegenden Erfindung denjenigen von herkömmlichen Invert-Emulsionen ähnlich sind, sollte die Anwendung der Fluids unkompliziert sein.
Ein unerwarteter und nicht naheliegender Aspekt des Bohrens von unterirdischen Bohrlöchern mit der Invert-Emulsion der vorliegenden Erfindung ist, dass die Bohrlochreinigung und Bohrlochstimulation viel leichter und schneller durchgeführt werden kann, insbesondere wenn das Bohrloch eine Produktionsöllagerstätte durchdringt oder mit ihr in Kontakt kommt. Wie vorstehend beschrieben, kann, wenn ein herkömmliches Invert-Emulsionsbohrfluid verwendet wird, die Reinigung und Stimulation des Bohrlochs das Waschen des Filterkuchens mit Reinigern und einer Säurespülung zum Lösen der Filterkuchenteilchen einschließen. Sollen diese Vorgänge völlig effektiv sein, kann eine bedeutende Menge an wässrigem Reiniger und wässriger Säure die Öllagerstätte durchdringen, was zu Wasserblockaden in der Öllagerstätte führt, die die Produktion nachteilig beeinflussen. Zudem ist die Zeit wichtig, wenn Arbeiten an offenen Löchern durchgeführt werden, da das Loch unerwartet einstürzen kann. Folglich wird in einer Ausführungsform der vorliegenden Erfindung ein wie vorstehend beschriebenes Invert-Emulsionsfluid zum Bohren, zur Komplettierung bzw. Verrohrung und zu Unterhaltungsarbeiten eines Bohrlochs verwendet. Kommt das Fluid in Kontakt mit der Produktionsöllagerstätte, wird ein Filterkuchen in herkömmlicher Weise gebildet. Jedoch erlaubt statt dem Waschen des Lochs mit einer Reinigungslösung vor der Säurespülung die Verwendung des Bohrfluids der vorliegenden Erfindung die Verwendung nur einer säurehaltigen Waschlösung. Folglich wird die Säure in der Säurewaschlösung, wobei die Säure funktionell in der Lage ist, das oberflächenaktive Amin zu protonieren, in das Bohrloch so injiziert, dass die Emulsion auf dem Filterkuchen, die anfänglich eine Emulsion vom Wasser-in-Öl-Typ ist, zu einer Emulsion vom Öl-in-Wasser-Typ umgewandelt wird. Die Säure protoniert das Amin, wodurch die vorher ölbenetzten Teilchen des Filterkuchens wasserbenetzt werden, was erlaubt, dass die Säure die säurelöslichen Feststoffe im Filterkuchen leicht erreicht und löst. Folglich ist die Entfernung des Filterkuchens auf Öl-Basis leichter und das Verfahren der Reinigung oder Stimulation des Bohrlochs kann effektiver und schneller durchgeführt werden.
Ein anderer unerwarteter und vorteilhafter Nutzen der vorliegenden Erfindung ist die Fähigkeit, das Bohrfluid von den Bohrgesteinsstückchen effektiv abzuwaschen. Wie vorstehend angemerkt, wird dies herkömmlich mit starken Reinigungslösungen durchgeführt, die keine Wiedergewinnung und Wiederverwendung des Bohrfluids gewähren. Tatsächlich können scheinbar „ölfreie" Gesteinsstückchen bis zu 30% Öl enthalten, das auf der Teilchenoberfläche der Gesteinsstückchen absorbiert ist. Die vorliegende Erfindung erlaubt den Ersatz von einigen oder allen Reinigungslösungen mit einer säurehaltigen Lösung als ein Waschfluid für die Gesteinsstückchen. In einer solchen Ausführungsform wird das Bohrloch unter Verwendung der hier beschriebenen Bohrfluids und -muds gebohrt. Die erhaltenen Gesteinsstückchen werden von dem Fluid unter Verwendung von herkömmlichen Feststoffentfernungsverfahren abgetrennt. Die Gesteinsstückchen werden dann mindestens einmal mit einer Säurelösung in Kontakt gebracht, so dass die Emulsionsbeschichtung der Gesteinsstückchen invertiert wird. Das heißt, dass die Waschung mit Säure bewirkt, dass die Gesteinsstückchen von ölbenetzten zu wasserbenetzten Feststoffen umgewandelt werden, wodurch die hauptsächliche Entfernung der ölartigen Flüssigkeit von den Gesteinsstückchen gewährt wird. Sind sie dann im Wesentlichen frei von der ölartigen Flüssigkeit, können die Gesteinsstückchen weiter verarbeitet oder weggeworfen werden. Es ist möglich, das ölartige Fluid von der Säurewaschung wiederzugewinnen. In einer solchen Ausführungsform wird das verbrauchte Säurewaschfluid mit einer Baselösung gemischt, womit das oberflächenaktive Amin deprotoniert wird. Dies erleichtert die Wiedergewinnung des oberflächenaktiven Amins und des ölartigen Fluids, die dann beim Bohrvorgang wiederverwendet werden können. Dem Fachmann sollten die Vorteile eines solchen Systems, in welchem das ölartige Fluid im Wesentlichen von den Gesteinsstückchen entfernt wird und das ölartige Fluid zur Wiederverwendung beim Bohrvorgang wiedergewonnen werden kann, klar sein.
Eine andere Ausführungsform der vorliegenden Erfindung ist ein Verfahren zur Wiedergewinnung und Wiederverwertung des ölartigen Fluids in einem verwendeten Bohrfluid auf Öl-Basis. In einem solchen Verfahren werden die hier beschriebenen Invert-Emulsionsfluids als Fluid zum Bohren, zur Komplettierung bzw. Verrohrung oder zu Unterhaltungsarbeiten in einem Bohrloch verwendet. Das verwendete Invert-Emulsionsfluid wird mit einer Säure gemischt, wobei die Säure funktionell in der Lage ist, das oberflächenaktive Amin zu protonieren und in ausreichenden Mengen dazu vorliegt, dass die Invert-Emulsion zu einer üblichen Emulsion umgewandelt wird. Das heißt, dass die Zugabe der Säure das oberflächenaktive Amin protoniert und die beim Bohren des Bohrlochs verwendete Emulsion vom Wasser-in-Öl-Typ zu einer Emulsion vom Öl-in-Wasser-Typ umgewandelt wird. Nun im Wesentlichen wasserbenetzte Feststoffe können jetzt von dem Fluid durch Schwerkraft oder mechanische Mittel zum weiteren Verarbeiten oder Verwerfen abgetrennt werden. Das Fluid kann dann mit einer Base gemischt werden, wobei die Base funktionell in der Lage ist, das protonierte oberflächenaktive Amin zu deprotonieren. Die Base sollte in solch ausreichenden Mengen vorliegen, dass die durch Zugabe der Säure gebildete Emulsion vom Öl-in-Wasser-Typ zurück zu einer Wasser-in-Öl-Emulsion umgewandelt wird. Die erhaltene Wasser-in-Öl-Emulsion kann dann wie sie ist wiederverwendet oder wieder zu einem Bohrfluid, das für die Bohrbedingungen in einem anderen Bohrloch geeignet ist, formuliert werden.
Die folgenden Beispiele sind enthalten, um bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung darzustellen. Es sollte dem Fachmann klar sein, dass die in den folgenden Beispielen offenbarten Techniken und Zusammensetzungen Techniken darstellen, von welchen von den Erfindern entdeckt wurde, dass sie bei der Durchführung der Erfindung gut funktionieren, und sie werden folglich so betrachtet, dass sie bevorzugte Arten für ihre Durchführung bilden. Jedoch sollte dem Fachmann im Lichte der vorliegenden Offenbarung klar sein, dass viele Veränderungen in den speziellen offenbarten Ausführungsformen gemacht werden können, wodurch noch ein gleiches oder ähnliches Ergebnis ohne Verlassen des Geists und Umfangs der Erfindung erhalten wird.
Allgemeine Informationen, die für die Beispiele relevant sind
Diese Tests wurden gemäß den Verfahren in API Bulletin RP 13B-2, 1990 durchgeführt. Die folgenden Abkürzungen werden manchmal beim Beschreiben der Versuchsergebnisse verwendet.
„PV" ist die in der Einheit Centipoise (cp) gemessene plastische Viskosität, die eine Variable ist, die bei der Berechnung der Viskositätseigenschaften eines Bohrfluids verwendet wird.
„FP" ist der in Pfund pro 100 Quadratfuß (lb/100ft², 1 lb/100 ft² = 0,049 kgm^–2) gemessene Fließpunkt, der eine andere Variable ist, die bei der Berechnung der Viskositätseigenschaften eines Bohrfluids verwendet wird.
„SV" ist die in der Einheit Centipoise (cp) gemessene scheinbare Viskosität, die bei der Berechnung der Viskositätseigenschaften eines Bohrfluids verwendet wird.
„GELS" ist ein in Pfund pro 100 Quadratfuss (lb/100ft², 1 lb/100 ft² = 0,049 kgm^–2) gemessenes Maß für die Suspensionseigenschaften oder die thixotripischen Eigenschaften eines Bohrfluids.
„API F. V." ist der Ausdruck, der für API-Filtratverlust in Milliliter (ml) verwendet wird.
„HTHD" ist der Ausdruck für den in Milliliter (ml) gemäß API-Bulletin RP 13 B-2, 1990 gemessenen Hochtemperatur-Hochdruck-Fluidverlust.
Beispiel 1
Invert-Bohrfluids werden gemäß den folgenden Formulierungen mit einem Verhältnis von ölartigem Fluid zu nicht-ölartigem Fluid von 70/30 hergestellt. Alle Materialien sind in Gramm angegeben.
Formulierungen
In der vorstehenden Tabelle ist I. O.-C₁₆-C₁₈ ein isomerisiertes Olefin, erhältlich von Amoco, ist VG-PLUS ein organophiler Ton, erhältlich von MI Drilling Fluids, ist NOVAMUL ein oberflächenaktives Amidoamin, erhältlich von M. I. Drilling Fluids, ist Emphos PS 2227 ein oberflächenaktiver Ester, erhältlich von Witco Chemicals, ist Ethomeen T/12 ein ethoxyliertes Talgamin, erhältlich von Akzo Chemicals und sind alle anderen Bestandteile allgemein erhältliche Chemikalien von technischer Qualität.
Das folgende allgemeine Verfahren wurde beim Mischen der Mud-Formulierungen verwendet: Zuerst wurden das Öl (I. O.-C₁₆-C₁₈), der Kalk und organophile Ton 15 Min. über einen Hamilton-Beach-Mischer in einem geeigne ten Mischgefäß gemischt. Der Emulgator wurde zugesetzt und die Kombination weitere 10 Min. gemischt. Die Calciumchlorid-Salzbrühe wurde dann zugesetzt und dies 15 Min. gemischt. Das Beschwerungsmaterial (CaCO₃) wurde zugesetzt und der Gefäßinhalt dann 20 Min. gemischt. Die anfänglichen wärmegealterten Fluideigenschaften wurden bei den angegebenen Temperaturen gemessen.
Die folgenden Rheologien wurden bei Raumtemperatur gemessen, nachdem die vorstehend formulierten Fluids bei 150°F 16 Stunden wärmegealtert wurden:
Die vorstehenden Fluids wurden weiter bei 250°F 16 Stunden wärmegealtert. Nach dem Abkühlen wurden die Fluids 15 Min. gemischt und die folgenden rheologischen Eigenschaften bei Raumtemperatur gemessen:
Bei der Prüfung der vorstehenden Ergebnisse sollte dem Fachmann klar sein, dass unter Verwendung von Amin-Emulgatoren der vorliegenden Erfindung stabile Bohrfluid-Formulierungen hergestellt werden können.
Jede Mud-Formulierung wurde mit 10,0 ml 17,5%iger Salzsäurelösung behandelt und dies zusätzliche 10 Min. gerührt. Mud 1 und Mud 2 blieben Muds auf Invert-Öl-Basis, wie durch die gemessenen elektrischen Stabilitäten von 453 bzw. 359 angezeigt. Jedoch wurde das erfindungsgemäß formulierte Mud 3 so umgewandelt, dass das nicht-ölartige Fluid, in diesem Fall Salzbrühe, die kontinuierliche Phase und das ölartige Fluid die interne Phase wurde. Als Ergebnis wurde das Mud dick. Die kontinuierliche Wasserphase wurde durch eine gemessene elektrische Stabilität von 7 angezeigt und das Fluid war in Wasser dispergierbar.
Dem Fachmann sollte klar und verständlich sein, dass die vorstehenden Ergebnisse anzeigen, dass herkömmliche Emulgatoren durch Säurezugabe nicht leicht zu einem Mud auf Wasser-Basis umgewandelt werden können. Jedoch kann der Amin-Emulgator dieser Erfindung die Umwandlung einer Emulsion vom Wasse-in-Öl-Typ zu einer Emulsion vom Öl-in-Wasser-Typ bewirken.
Das mit Salzsäure behandelte Mud 3 wurde dann mit 5,0 g Kalk (Ca(OH)₂) behandelt und dies 15 Min. gerührt. Die folgenden rheologischen Eigenschaften wurden nach der Behandlung mit Kalk erhalten.

PV 53

FP 7

Gels

10 Sek. 2

10 Min. 3

E. S. 609
In Anbetracht der vorstehenden Ergebnisse sollte der Fachmann erkennen, dass durch Deprotonierung des oberflächenaktiven Amins dieser Erfindung das Fluid von der Emulsion vom Öl-in-Wasser-Typ zurück zur Emulsion vom Wasser-in-Öl-Typ umgewandelt werden kann.
Beispiel 2
Die folgenden Invert-Bohrfluids wurden gemäß den folgenden Formulierungen mit einem Verhältnis von ölartigem Fluid zu nicht-ölartigem Fluid von 50/50 hergestellt.
Formulierungen
In der vorstehenden Tabelle sind die Ausdrücke und Abkürzungen dieselben wie in Beispiel 1. Zusätzlich ist das Ethomeen S/12 ein ethoxyliertes Soja-Amin, erhältlich von Akzo, ist Duomeen O ein N-Oleyl-1,3-diaminopropan, erhältlich von Akzo Chemical, ist Duomeen T ein N-Talg-1,3-diaminopropan, erhältlich von Akzo, und sind alle anderen Bestandteile allgemein erhältliche Chemikalien von technischer Qualität.
Die vorstehenden Muds wurden gemäß dem vorstehend in Beispiel 2 beschriebenen allgemeinen Verfahren gemischt. Die folgenden anfänglichen Eigenschaften wurden bei Raumtemperatur gemessen.
Die vorstehenden Muds wurden bei 150°F 16 Stunden wärmegealtert. Die Folgenden rheologischen Eigenschaften werden dann bei Raumtemperatur gemessen.
In Anbetracht der vorstehenden Daten erkennt der Fachmann, dass stabile Invert-Emulsionsmuds unter Verwendung von verschiedenen Emulgatoren, einschließlich derjenigen dieser Erfindung hergestellt werden können.
Die vorstehenden wärmegealterten Muds 4–8 wurden mit 15 ml 17,5%iger Salzsäurelösung behandelt. Nach 10-minütigem Mischen wurden die folgenden Daten erhalten.
In Anbetracht dieser Daten erkennt der Fachmann folgendes: Die Mud-Formulierungen 4–7 mit dem oberflächenaktiven Amin der vorliegenden Erfindung wurden zu Emulsionen vom Öl-in-Wasser-Typ umgewandelt, als sie mit Säure behandelt wurden; Mud-Formulierung 8, die für ein herkömmliches Bohrfluid repräsentativ ist, blieb eine Emulsion vom Wasser-in-Öl-Typ. Diese Rückschlüsse werden in Anbetracht der elektrischen Stabilitätsdaten unterstützt, in welchen die einzelnen Stellenwerte der Mud-Formulierungen 4–7 eine kontinuierliche Wasserphase anzeigen. Im Gegensatz dazu zeigen die elektrischen Stabilitätsdaten von Mudformulierung 8 mit einem Wert von 216, dass das Öl in der kontinuierlichen Phase verbleibt.
Die Behandlung der Formulierungen 4–7 mit jeweils 5,0 g Kalk und 10-minütiges Rühren wandelten sie zu Emulsionen vom Wasser-in-Öl-Typ zurück. Folgendes sind die elektrischen Stabilitäts- und rheologischen Daten der Formulierungen 4–7 nach einer solchen Behandlung.
Dem Fachmann sollte in Anbetracht der vorstehenden Daten klar sein, dass durch Protonierung der oberflächenaktiven Amine dieser Erfindung die Emulsionsfluids vom Wasser-in-Öl-Typ zu Emulsionen vom Öl-in-Wasser-Typ umgewandelt werden können. Zusätzlich können durch Deprotonierung der protonierten oberflächenaktiven Amine die Emulsionen vom Öl-in-Wasser-Typ wieder zu Emulsionen vom Wasser-in-Öl-Typ umgewandelt werden.
Beispiel 3
Folgendes zeigt die Nützlichkeit von Amin-Emulgatoren dieser Erfindung in Kombination mit anderen Emulgatoren.
Formulierungen
In der vorstehenden Tabelle sind die Ausdrücke und Abkürzungen dieselben wie in den vorangehenden Beispielen. Zusätzlich ist VERSA WET ein oxidiertes Rohtalg, erhältlich von MI Drilling; ist NOVA WET ein Benetzungsmittel, erhältlich von MI Drilling, ist Monoamid-150ADY von Mona Chemicals erhältlich und sind alle anderen Bestandteile allgemein erhältliche Chemikalien von technischer Qualität.
Die Mud-Formulierungen 9–12 wurden in einer vorstehend in Beispiel 1 beschriebenen Weise hergestellt.
Nach der Aufzeichnung der anfänglichen elektrischen Stabilitäten der Mud-Formulierungen 9–12 wurden die Muds bei 250°F 16 Stunden wärmegealtert. Die folgenden Ergebnisse wurden von diesen Mud-Formulierungen erhalten:
Einem Teil von 35 ml der vorstehenden Mud-Formulierungen 9–12 wurden 2,0 ml Eisessig zugesetzt, um das oberflächenaktive Amin T/12 zu protonieren. Die mit Essigsäure behandelten Proben waren dick und wandelten sich schnell zu Emulsionen vom Öl-in-Wasser-Typ um. Die elektrischen Stabilitätswerte für jede der mit Säure behandelten Proben betrugen 6 oder weniger. Dem Fachmann ist klar, dass solch eine niedrige elektrische Stabilität anzeigt, dass das Wasser in der kontinuierlichen Phase vorliegt, das heißt, dass sich eine Öl-in-Wasser-Emulsion bil dete. Zusätzlich waren die mit Säure behandelten Mud-Formulierungen 9–12 wasserdispergierbar.
Der übrige Teil der Mud-Formulierungen 9–12 wurde mit 25 ppb Rev-Dust, ein simuliertes Bohrfeststoffmaterial, verunreinigt und dies bei 250°F 16 Stunden weiter wärmegealtert.
Die folgenden wärmegealterten Eigenschaften wurden von diesen Proben gemessen:
Die vorstehenden wärmegealterten und mit Rev-Dust verunreinigten Proben wurden weiter mit 17,5 ml Seewasser verunreinigt, 30 Min. gemischt und bei 250°C 16 Stunden wärmegealtert.
Die folgenden rheologischen Eigenschaften wurden von diesen Proben gemessen:
Den erhaltenen Muds wurden 50 Vol.-% Wasser und 10 g Eisessig zugesetzt, und das Gemisch wurde 10 Min. gerührt. Der elektrische Stabilitätswert Für jede Probe betrug 6 oder weniger. Zusätzlich waren die Muds in Wasser dispergierbar, was anzeigte, dass Wasser die kontinuierliche Phase war.
Unter Erhalt der vorstehenden Ergebnisse sollte der Fachmann erkennen, dass Invert-Emulsionsbohrfluids unter Verwendung der oberflächenaktiven Amine dieser Erfindung in Kombination mit anderen herkömmlichen oberflächenaktiven Verbindungen hergestellt werden können. Zusätzlich können diese Fluids die Zugabe von üblichen Verunreinigungen tolerieren und können durch Protonieren der oberflächenaktiven Amine immer noch von Emulsionen vom Wasser-in-Öl-Typ zu Emulsionen vom Öl-in-Wasser-Typ umgewandelt werden.
Beispiel 4
Die folgenden Mud-Formulierungen wurden hergestellt, um die Verwendung von verschiedenen ölartigen Materialien unter Verwendung der oberflächenaktiven Amine der vorliegenden Erfindung zu zeigen.
Formulierungen
In der vorstehenden Tabelle sind die Ausdrücke und Abkürzungen dieselben wie in den vorangehenden Beispielen. Zusätzlich ist LVT-200 ein Mineralöl, erhältlich von CONOCO Oil Co., ist Dioctylcarbonat von Huntsman Chemical erhältlich, ist Sarapar-147 ein Paraffin-Kohlenwasserstoff, erhältlich von Shell Oil Company (Singapur) und sind alle anderen Bestandteile allgemein erhältliche Chemikalien von technischer Qualität.
Die vorstehenden Muds wurden gemäß dem vorstehend bereitgestellten Beispiel 1 hergestellt.
Die folgenden anfänglichen Rheologien wurden bei 120°F gemessen.
Die vorstehenden Mud-Formulierungen wurden bei 150°F 16 Stunden wärmegealtert. Die folgenden Rheologien wurden bei 120°F gemessen.
Die vorstehenden Formulierungen wurden mit 10 ml 17,5%igen Salzsäurelösungen behandelt. Die elektrische Stabilität von jeder Formulierung fiel auf 6 ab und sie wurde wasserdispergierbar. Dem Fachmann ist klar, dass diese Information anzeigte, dass die gebildete anfängliche Emulsion vom Wasser-in-Öl-Typ durch Protonierung des oberflächenaktiven Amins zu einer Emulsion vom Öl-in-Wasser-Typ umgewandelt wurde.
Durch Behandeln mit 4,0 ml 50%iger Natriumhydroxidlösung oder 5,0 g Kalk wandelten sich die vorstehenden mit Säure behandelten Mud-Formulierungen von Emulsionen vom Öl-in-Wasser-Typ zurück zu Emulsionen vom Wasser-in-Öl-Typ. Die elektrische Stabilität dieser alkalibehandelten Muds waren wie folgt:
Durch Behandlung mit entweder Salzsäure, Essigsäure oder Milchsäure wandelten sich die Fluids zu Emulsionen vom Öl-in-Wasser-Typ mit einer elektrischen Stabilität von 6 um. Durch Behandeln der mit Säure behandelten Emulsionen mit 4,0 ml 50%iger Natriumhydroxidlösung wandelten sich die Emulsionen vom Öl-in-Wasser-Typ zurück zu Emulsionen vom Wasser-in-Öl-Typ mit einer E. S. von 500 oder größer um.
Dem Fachmann sollte klar sein, dass die vorstehenden Ergebnisse anzeigen, dass verschiedene Arten von ölartigen Materialien zum Formulieren von Invert- Emulsionsfluids der vorliegenden Erfindung verwendet werden können. Zudem können diese Invert-Emulsionen zu üblichen Emulsionen und zurück zu Invert-Emulsionen durch Protonieren und Deprotonieren des Amins unter Verwendung von verschiedenen wasserlöslichen Säuren und Basen umgewandelt werden.
Beispiel 5
Um die Nützlichkeit von verschiedenen Säuren zum Protonieren des oberflächenaktiven Amins dieser Erfindung zu zeigen, wurden die folgenden Formulierungen hergestellt.
Formulierungen
In der vorstehenden Tabelle sind die Ausdrücke und Abkürzungen dieselben wie in den vorangehenden Beispielen.
Die vorstehenden Muds wurden gemäß dem vorstehend bereitgestellten Beispiel 1 hergestellt.
Die vorstehenden Mud-Formulierungen wurden bei 150°F 16 Stunden wärmegealtert. Die folgenden Rheologien wurden bei Raumtemperatur gemessen.
Die vorstehenden Mud-Formulierungen wurden bei 250°F 16 Stunden wärmegealtert. Die folgenden rheologischen Eigenschaften wurden bei Raumtemperatur gemessen.
Mud 17 wurde mit 6 g fester Zitronensäure behandelt. Nach 1,5-stündigem Mischen wurde die elektrische Stabilität gemessen und sie wies einen Wert von 6 auf. Dem Fachmann sollte leicht klar sein, dass ein solch niedriger elektrischer Stabilitätswert anzeigte, dass die vorstehend gebildete Emulsions-Mud vom Wasser-in-Öl-Typ durch Zugabe der Zitronensäure zu einer Emulsions-Mud vom Öl-in-Wasser-Typ umgewandelt wurde.
Mud 18 wurde mit 6,0 g Glycolsäure behandelt. Nach gründlichem Mischen wurde die elektrische Stabilität gemessen und sie wies einen Wert von 6 auf. Dem Fachmann sollte leicht klar sein, dass ein solch niedriger elektrischer Stabilitäts wert anzeigte, dass die vorstehend gebildete Emulsions-Mud vom Wasser-in-Öl-Typ durch Zugabe der Glycolsäure zu einer Emulsions-Mud vom Öl-in-Wasser-Typ umgewandelt wurde.
Durch Behandlung mit 5,0 g Kalk oder 4,0 ml 50%iger NaOH wurden beide Formulierungen zurück zu Emulsionen vom Wasser-in-Öl-Typ mit einer elektrischen Stabilität von jeweils 608 bzw. 808 umgewandelt.
Beispiel 6
Die folgende Formulierung wurde hergestellt, um die Nützlichkeit davon zu zeigen, dass aus Amin-Emulgatoren dieser Erfindung unter Verwendung von Baryt Formulierungen mit höherem Gewicht hergestellt werden. Formulierung

Material Mud 19

I. O.-C₁₆-C₁₈ 147,6

Kalk 2,0

VG-PLUS 4,0

Ethomeen T/12 10

Emphos-PS-2227 1,5

25%ige CaCl₂-Salzbrühe 106

Baryt 276
In der vorstehenden Tabelle sind die Ausdrücke und Abkürzungen dieselben wie in den vorangehenden Beispielen.
Die Mudformulierung wurde in einer Weise wie vorstehend in Beispiel 1 beschrieben hergestellt.
Die folgenden Rheologien wurden bei Raumtemperatur vor und nach dem 16-stündigen Wärmealtern bei 150°F gemessen.
Durch Behandeln der vorstehenden Formulierungen mit 10 ml 17,5%iger Salzsäure fiel die elektrische Stabilität auf 6 ab. Das Mud war zu dick, um die rheologischen Eigenschaften zu messen. Das wärmebehandelte Mud wurde als wasserdispergierbar befunden. Dem Fachmann sollte leicht klar sein, dass ein solch niedriger elektrischer Stabilitätswert und die wasserdispergierbare Eigenschaft des wärmegealterten Muds anzeigen, dass das vorher gebildete Emulsions-Mud vom Wasser-in-Öl-Typ zu einem Emulsions-Mud vom Öl-in-Wasser-Typ durch Säurezugabe umgewandelt wurde.
Durch Behandlung des Mud/Säure-Gemischs mit 5,0 g Kalk wandelte sich die Emulsion vom Öl-in-Wasser-Typ zurück zu einer Emulsion vom Wasser-in-Öl-Typ, wie durch die Messung der elektrischen Stabilität von 189 nachgewiesen.
Beispiel 7
Die folgenden Formulierungen wurden hergestellt, um die Nützlichkeit von Fettsäureester und Dialkylcarbonat als ölartiges Material bei der Herstellung der Mud-Formulierungen dieser Erfindung zu zeigen.
Formulierungen
In der vorstehenden Tabelle sind die Ausdrücke und Abkürzungen dieselben wie in den vorangehenden Beispielen. Zusätzlich ist Fina Green ein Fettsäureester, erhältlich von Fina Petroleum Corp, ist Dialkylcarbonat-Gemisch ein Gemisch aus aliphatischen Dialkylcarbonaten, erhältlich von Enichem Chemicals und sind alle anderen Bestandteile allgemein erhältliche Chemikalien von technischer Qualität.
Die Mudformulierungen wurden in einer Weise wie vorstehend in Beispiel 1 beschrieben hergestellt.
Die vorstehenden Formulierungen Mud 20 und Mud 21 wurden bei 150°F 16 Stunden wärmegealtert. Die wärmegealterten Rheologien wurden bei 100°F gemessen.
Bei den vorstehenden Mud-Formulierungen fielen beim Behandeln mit 10 ml 17,5%iger Salzsäure die elektrischen Stabilitätswerte auf 18 ab. Beide Mud-Formulierungen waren wasserdispergierbar. Dem Fachmann sollte leicht klar sein, dass ein solch niedriger elektrischer Stabilitätswert und die wasserdispergierbare Eigenschaft des wärmegealterten Muds anzeigen, dass das vorher gebildete Emulsions-Mud vom Wasser-in-Öl-Typ durch Säurezugabe zu einem Emulsions-Mud vom Öl-in-Wasser-Typ umgewandelt wurde.
Durch Behandlung mit 5,0 g Kalk wurden beide Mud-Formulierungen zu Emulsionen vom Wasser-in-Öl-Typ, wie durch die öldispergierbare Eigenschaft der Emulsionen und den elektrischen Stabilitätswerten von 485 nachgewiesen. Dem Fachmann sollte klar sein, dass Vorstehendes zeigt, dass die Wasser-in-Öl-Emulsions-Eigenschaft der ursprünglich formulierten Invert-Emulsion durch die Zugabe des Kalks, der das oberflächenaktive Amin deprotonierte, zurückgegeben wurde.
Während die Zusammensetzungen und Verfahren dieser Erfindung in Bezug auf bevorzugte Ausführungsformen beschrieben wurden, ist es dem Fachmann klar, dass Abwandlungen auf das hier beschriebene Verfahren ohne Verlassen des Umfangs der Erfindung angewandt werden können. Jede/r solch ähnliche dem Fachmann einleuchtende/r Ersatz und Modifikation werden als innerhalb der Erfindung liegend erachtet, wie es in den folgenden Ansprüchen dargelegt ist.

Claims

Invert-Emulsionsfluid, das zum Bohren, zur Komplettierung bzw. Verrohrung oder zu Unterhaltungsarbeiten von unterirdischen Bohrlöchern nützlich ist, wobei das Fluid umfasst: (a) ein ölartiges Fluid; (b) ein nicht-ölartiges Fluid; und (c) ein oberflächenaktives Amin mit der Struktur
wobei R C₁₂-C₂₂ ist; R' unabhängig auswählbar ist aus Wasserstoff oder C₁- bis C₃-Alkyl; A NH oder 0 ist und 1 ≤ x + y ≤ 3 ist.
Invert-Emulsionsfluid nach Anspruch 1, wobei das ölartige Fluid etwa 30% bis etwa 99%, bezogen auf das Volumen, des Fluids ausmacht.
Invert-Emulsionsfluid nach Anspruch 1, wobei das ölartige Fluid aus der Gruppe bestehend aus Dieselöl, Mineralöl, einem synthetischen Öl und Kombinationen davon ausgewählt ist.
Invert-Emulsionsfluid nach Anspruch 1, wobei das ölartige Fluid weiterhin 5% bis etwa 100%, bezogen auf das Volumen des ölartigen Fluids, eines Materials ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Estern, Ethern, Acetalen, Dialkylcarbonaten, Kohlenwasserstoffen und Kombinationen davon umfasst.
Invert-Emulsionsfluid nach Anspruch 1, wobei das nicht-ölartige Fluid etwa 1% bis etwa 70%, bezogen auf das Volumen, des Fluids ausmacht.
Invert-Emulsionsfluid nach Anspruch 1, wobei das nicht-ölartige Fluid eine wässrige Flüssigkeit ist.
Invert-Emulsionsfluid nach Anspruch 6, wobei die wässrige Flüssigkeit aus der Gruppe bestehend aus Seewasser, einer Salzbrühe, die organische oder anorganische gelöste Salze enthält, einer Flüssigkeit, die wassermischbare organische Verbindungen enthält, und Kombinationen davon ausgewählt ist.
Invert-Emulsionsfluid nach Anspruch 1, wobei R ungesättigt ist.
Invert-Emulsion nach Anspruch 1, weiterhin umfassend ein Beschwerungsmittel oder ein Brückenbildungsmittel.
Invert-Emulsion nach Anspruch 9, wobei das Beschwerungs- oder Brückenbildungsmittel aus der Gruppe bestehend aus Kalziumcarbonat, Dolomit, Siderit, Baryt, Coelestin, Eisenoxiden, Manganoxiden, Ulexit, Carnallit und Natriumchlorid ausgewählt ist.
Invert-Emulsion nach Anspruch 1, wobei das oberflächenaktive Amin aus diethoxyliertem Talgamin; diethoxyliertem Sojaamin; N-aliphatischem 1,3-Diaminopropan, wobei die aliphatische Gruppe ein C₁₂- bis C₂₂-Kohlenwasserstoff ist; oder Kombinationen davon ausgewählt ist.
Invert-Emulsionsfluid, das zum Bohren, zur Komplettierung bzw. Verrohrung oder zu Unterhaltungsarbeiten für unterirdische Bohrlöcher nützlich ist, wobei das Fluid umfasst: (a) eine ölartige Flüssigkeit, wobei die ölartige Flüssigkeit etwa 30% bis etwa 99%, bezogen auf das Volumen, des Fluids ausmacht; (b) eine nicht-ölartige Flüssigkeit, wobei die nicht-ölartige Flüssigkeit etwa 1% bis etwa 70%, bezogen auf das Volumen, des Fluids ausmacht; und (c) ein oberflächenaktives Amin, das in dem Fluid in einer Konzentration von 0,1% bis 5,0%, bezogen auf das Gewicht, des Fluids vorhanden ist, wobei das oberflächenaktive Amin folgende Struktur hat:
wobei R C₁₂-C₂₂ ist; R' unabhängig auswählbar ist aus Wasserstoff oder C₁- bis C₃-Alkyl; A NH oder 0 ist und 1 ≤ x + y ≤ 3 ist.
Invert-Emulsionsfluid nach Anspruch 12, wobei die ölartige Flüssigkeit aus der Gruppe bestehend aus Dieselöl, Mineralöl, einem synthetischen Öl und Kombinationen davon ausgewählt ist.
Invert-Emulsionsfluid nach Anspruch 13, wobei das ölartige Fluid weiterhin 5 bis etwa 100%, bezogen auf das Volumen des ölartigen Fluids, eines Materials ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Estern, Ethern, Acetalen, Dialkylcarbonaten, Kohlenwasserstoffen und Kombinationen davon umfasst.
Invert-Emulsionsfluid nach Anspruch 14, wobei die nicht-ölartige Flüssigkeit eine wässrige Flüssigkeit ist.
Invert-Emulsionsfluid nach Anspruch 15, wobei die wässrige Flüssigkeit aus der Gruppe bestehend aus Seewasser, einer Salzbrühe, die organische oder an organische gelöste Salze enthält, einer Flüssigkeit, die wassermischbare organische Verbindungen enthält, und Kombinationen davon ausgewählt ist.
Invert-Emulsionsfluid nach Anspruch 12, wobei R ungesättigt ist.
Invert-Emulsion nach Anspruch 12, wobei das oberflächenaktive Amin aus diethoxyliertem Talgamin; diethoxyliertem Sojaamin; N-aliphatischem 1,3-Diaminopropan, wobei die aliphatische Gruppe ein C₁₂- bis C₂₂-Kohlenwasserstoff ist; oder Kombinationen davon ausgewählt ist.
Verfahren umfassend: (a) Verwenden des Fluids nach Anspruch 1 beim Bohren, Komplettieren bzw. Verrohren oder bei Unterhaltungsarbeiten eines Bohrlochs, wobei das Fluid mit einer Öllagerstätte in Kontakt kommt; und (b) Injizieren einer Säure, die funktionell in der Lage ist, das oberflächenaktive Amin zu protonieren, in das Bohrloch, um auf diese Weise die Emulsion umzukehren, um die Entfernung des öl-basierten Filterkuchens zu erleichtern, wodurch das Bohrloch gereinigt oder stimuliert wird.
Verfahren zur Umkehrung der Emulsion nach Anspruch 1, wobei das Verfahren das Vermischen einer Säure mit dem Fluid umfasst, wobei die Säure funktionell in der Lage ist, das oberflächenaktive Amin zu protonieren, in ausreichenden Mengen, um die Emulsion in eine Emulsion vom Öl-in-Wasser-Typ umzuwandeln.
Verfahren, umfassend (a) Bohren eines Bohrloches unter Verwendung des Fluids nach Anspruch 1; (b) Abtrennen der Gesteinsstückchen von dem Fluid; und (c) In-Kontakt-Bringen der Gesteinsstückchen mit einer Säurelösung, um auf diese Weise die ölartige Flüssigkeit von den Gesteinsstückchen im Wesentlichen zu entfernen.
Verfahren zur Regenerierung des Fluids nach Anspruch 1, nach dessen Verwendung als Fluid zum Bohren, zur Komplettierung bzw. Verrohrung oder zu Unterhaltungsarbeiten, wobei das Verfahren umfasst: (a) Vermischen des Fluids mit einer Säure, wobei die Säure funktionell in der Lage ist, das oberflächenaktive Amin zu protonieren, in Mengen, die ausreichend sind, um die Emulsion in eine Emulsion vom Öl-in-Wasser-Typ umzuwandeln; (b) Abtrennen von Feststoffen von dem Fluid; und (c) Vermischen des Fluids mit einer Base, wobei die Base funktionell in der Lage ist, das oberflächenaktive Amin zu deprotonieren, in ausreichenden Mengen, um die Emulsion in eine Emulsion vom Wasser-in-Öl-Typ umzuwandeln.