<Desc/Clms Page number 1>
Bohrtrübe
Die Erfindung bezieht sich auf Bohrtrüben und insbesondere auf die Verbesserung der Fliesseigenschaften derselben.
Beim Erbohren von Bohrlöchern, z. B. von öl-oder Gasbohrlöchern, nach dem Rotary-BohrVerfahren wird eine Bohrtrübe von der Erdoberfläche bis auf den Grund des Bohrloches zirkulieren gelassen, und von da wieder an die Oberfläche zurück, zu dem Zwecke, den Grund des Bohrloches zu kühlen, gelockerte Erde aus dem Bohrloch zu entfernen und einen hydrostatischen Druck auf die durchbohrten Erdschichten auszu- üben und so das Eindringen von Flüssigkeit in die Wand des Bohrloches zu vermeiden.
Bei einer Wasser und Ton enthaltenden Bohrtrübe müssen die Fliesseigenschaften hinsichtlich Viskosität, Gelstärke und Fliesspunkt innerhalb gewisser Grenzen gehalten werden, damit die Bohrtrübe sich pumpen lässt und die gewünschten Funktionen erfüllt ; diese Eigenschaften hängen weitgehend von der Konzentration der tonigen Feststoffe und von dem Ausmass ab, in welchem diese Feststoffe durch das in der Flüssigkeit enthaltene Wasser hydratisiert und in dem Wasser dispergiert sind. Wenn das vorgetriebene Bohrloch durch Ton enthaltende Formationen durchgeht, dann vermischt sich der Ton mit der Bohrtrübe und dieser Ton wird durch das in der Flüssigkeit enthaltene Wasser hydratisiert und in ihm dispergiert, wodurch die Konzentrationen an dispergierten Ton-Feststoffteil- chen ansteigt.
Der Konzentrationsanstieg der dis- pergierten Ton-Feststoffteilchen verschlechtert die Fliesseigenschaften der Bohrtrübe. Wo die Regelung der Fliesseigenschaften von Bedeutung ist, muss die Bohrtrübe ein Minimum an Änderung dieser Eigenschaften bei ansteigender Konzentration an Ton-Feststoffen erfahren.
Beim Erbohren eines Bohrloches wird dieses üblicherweise ausgelotet. Das geschieht, indem man eine entsprechende Vorrichtung durch das Bohrloch durchschickt und die Eigenschaften der von dem Bohrloch durchstossenen Formationen misst. Verschiedene dieser Messungen werden elektrisch durchgeführt, und zur Erzielung der entsprechenden Genauigkeit sollen die Störungen durch elektrische Eigenschaften der Bohrtrübe so gering wie möglich sein. Die geringsten Störungen treten dann auf, wenn der elektrische Widerstand der Bohrtrübe verhältnismässig hoch ist.
Eine andere erwünschte Eigenschaft einer Bohrtrübe ist, dass sie sich bei hohen Temperaturen nicht verfestigen soll. Mit steigender Tiefe des Bohrschachtes steigt die Temperatur am Grunde des Schachtes. Bei vielen Bohrlöchern übersteigen diese Temperaturen 149 C. Bei wässrigen Bohrtrüben führen hohe Temperaturen Ausfällungsreaktionen zwischen den Tonmineralien und den verschiedenen Zusätzen zur Bohrtrübe herbei. Als Folge davon neigen die Bohrtrüben dazu, extrem hohe Gelstärken anzunehmen und sich zu verfestigen. Bei einer derartigen Verfestigung sind extrem hohe Pumpendruck erforderlich, um die Flüssigkeitszirkulation zu erzwingen, was dazu führt, dass Verluste an Bohrtrüben durch Hineinpressen in durchlässige Formation entstehen. Ausserdem kann die Verfestigung der Bohrtrübe dazu führen, dass die Lotgeräte den Boden des Bohrloches nicht erreichen.
Oft ändern sich während des Bohrens die Bohrbedingungen. Temperaturänderungen treten auf. Der Charakter der durchbohrten Formationen kann sich ändern, so kann z. B. Salz auftreten.
Jede Änderung der Bohrbedingungen kann die Eigenschaften der Bohrtrübe beeinflussen. Um dem Einfluss geänderter Bohrbedingungen auf die Eigenschaften der Bohrtrübe entgegenzuwirken, ist es oftmals erforderlich, deren Art und Aufbau zu ändern.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist eine Bohrtrübe, deren Fliesseigenschaften sich nur minimal ändern, wenn sich die Konzentration an Ton-Feststoffen ändert. Insbesondere betrifft die Erfindung eine Bohrtrübe, die mit steigender Konzentration an Ton-Feststoffen nur eine geringfü- gige Erhöhung des Fliesspunktes aufweist. Weiters betrifft die Erfindung eine Bohrtrübe mit hohem elektrischem Widerstand. Weiters betrifft die Erfindung eine Bohrtrübe, welche widerstandsfähig gegen Verfestigung bei hohen Temperaturen ist.
Weiters betrifft die Erfindung eine Bohrtrübe, welche nach Art und Zusammensetzung geändert werden kann, um Änderungen in den Bohrbedingungen zu begegnen. Diese und andere Erfindungsziele ergeben sich aus der folgenden detaillierten Beschreibung.
Erfindungsgemäss wird eine Bohrtrübe, bestehend aus Wasser und Ton hergestellt, wozu ein Antischaummittel und eine wasserlösliche, nicht-
<Desc/Clms Page number 2>
EMI2.1
EMI2.2
n = eine ganze Zahl, m = eine ganze Zahl, die um 1 geringer ist als die Wertigkeit von X, y = = eine ganze Zahl, wobei das Produkt von n, m und y mindestens 10 ist. Wenn m = 2 ist, dann kann n gleich oder ungleich für jede der (CHCHO), jH-Gruppen sein. Man verwendet vorzugsweise eine wasserlösliche, nichtionische Verbindung, worin y = 1. Diese Verbindungen können wiedergegeben werden durch die Formel :
EMI2.3
Es wurde gefunden, dass die wasserlösliche, nichtionische Verbindung von Netzmitteleigenschaften von der Formel
EMI2.4
EMI2.5
be einzigartige Eigenschaften verleiht. Z.
B. wurde gefunden, dass die Zugabe der nichtionischen Verbindung in zunehmenden Mengen zu einer Mi- schung von Bentonit und Wasser manchmal zuerst zu einer Erhöhung des Fliesspunktes der Mischung zu einem Maximum, dann jedoch stets zu einem Sinken des Fliesspunktes der Mischung zu einem Punkt unterhalb des ursprünglichen Fliesspunktes führt. So setzt die Zugabe der nichtionischen Verbindung in genügenden Mengen zu einer Wasser und Ton enthaltenden Bohrtrübe den Fliesspunkt der Flüssigkeit herab.
Es wurde auch gefunaen, dass bei der Herstellung einer Wasser und Ton enthaltenden Bohrtrübe durch Vermischen der nichtionischen Verbindung mit dem Wasser vor Vermischen des letzteren mit dem Ton der Fliesspunkt, die Viskosität und die Gelstärke geringer sind als beim Zumischen der nichtionischen Verbindung zu der Mischung aus Ton und Wasser.
So kann erfindungsgemäss eine Wasser und Ton enthaltende Bohrtrübe hergestellt werden, die eine hohe Konzentration an Ton-Feststoffen aufweist, aber deren Fliesspunkt und Gelstärke niedriger sind, als sie normalerweise bei einer solchen TonFeststoffkonzentration auftreten. Wenn überdies die Konzentration der Ton-Feststoffe in der Bohrtrübe nachträglich erhöht wird, beispielsweise durch Aufnahme von Ton aus den durchbohrten Formationen, dann ist das Ansteigen des Fliesspunktes auf ein Minimum herabgesetzt. Da die nichtionische Verbindung die Leitfähigkeit der Bohrtrübe nicht verändert, kann die elektrische Auslotung des Bohrloches während des Bohrens durchgeführt werden. Ausserdem weist die Bohrtrübe keine Tendenz zur Verfestigung bei hohen Bohrlochtemperaturen auf.
Auch können die Art und die Zusammensetzung der Bohrtrübe geändert werden, wenn solche Änderungen erwünscht sind, um geänderten Bohrbedingungen zu begegnen.
Die nichtionische Verbindung kann als nichtionisches Ausfäll- oder Agglomerationsmittel für den Ton" bezeichnet weren. Während die Erfin- dung nicht durch die Folgerungen aus irgendeiner Theorie beschränkt sein soll, wird doch angenommen, dass die Herabsetzung des Fliesspunktes der Bohrtrübe der Wirkung der nichtionischen Verbindung infolge der Vermeidung oder der Herabsetzung auf ein Minimum der Dispersion der TonFeststoffe zurückzuführen ist.
Bei dem Vermischen der Ton-Feststoffe mit Wasser hydratisieren die Feststoffe, und bei Bentoniten, wie Natriumbentonit, laden sich die Tonteilchen negativ auf und sind von einer "Atmosphäre" positiv geladener, einwertiger Ionen umgeben. Wegen dieser Ionenwolke aus positiv geladenen, einwertigen Ionen stossen diese in Form von abgeflachten Plättchen vorliegenden Tonteilchen einander ab und werden so im Wasser im Zustande der Dispersion gehalten.
Wo die nichtionische Verbindung in der Mischung aus Ton und Wasser zugegen ist, lagert sich der {CH2CHp) nH-Teil des Moleküls offensichtlich als eine Folge von Oberflächenadsorption, beeinflusst durch den hydrophoben Teil des Moleküls, den Tonteilchen an, und aus nicht ganz geklärten Gründen schwächt sich der Einfluss der Wolke aus einfach geladenen positiven Ionen, der die einzelnen Tonteilchen voneinander abstösst und sie in Dispersion hält, ab, mit dem Ergebnis, dass die Tonteilchen nicht länger in Suspension gehalten werden, sondern vielmehr zur Ag- glomeration als Micellen neigen. Normalerweise, so z. B. wenn die Agglomeration durch Elektro- lytverunreinigung herbeigeführt wird, bestehen starke Kräfte von Kante zu Kante und Kante zu Fläche, was zu einem hohen Fliesspunkt und zu hoher Gelstärke führt.
Nach Absorption der nichtionischen Verbindung überwiegt hingegen die Agglomeration Fläche zu Fläche, und die Gegenwart einer verhältnismässig dicken Schichte von adsorbierter nichtionischer Verbindung auf der Micelle vermindert wirkungsvoll die intermicellaren Anziehungskräfte. Als Folge davon werden der Fliesspunkt und die Gelstärke der Mischung herabgesetzt. Wenn die Ton-Wasser-Mischung mehr als ausreichende Mengen an nichtionischer Verbindung enthält, um die Dispersion der bereits vorhandenen Tonteilchen zu vermindern, dann werden alle zusätzlich hinzugefügten Tonteilchen gleichfalls nicht dispergieren, sondern den Zustand unvollständiger Agglomeration annehmen.
Da angenommen wird, dass die Verminderung des Fliesspunktes der Bohrtrübe dem Effekt der nichtionischen Verbindung bei der Vermeidung oder weitgehenden Herabsetzung der Dispersion der Tonteilchen in der wässrigen Phase der Bohrtrüben zuzuschreiben ist, ist es wichtig, dass die nichtionische Verbindung wasserlöslich ist, um in der wässrigen Phase der Bohrtrübe zugegen sein zu können. Der (CH9CH., O) jH-Teil des Moleküls verleiht der nichtionischen Verbindung Wasserlöslichkeit. Wenn das Produkt aus n, m und y
<Desc/Clms Page number 3>
EMI3.1
EMI3.2
EMI3.3
<Desc/Clms Page number 4>
EMI4.1
EMI4.2
das Produkt von n, m und y mindestens 10. Beim Berechnen dieses Produktes wird, wenn n mehrmals aufscheint, die Summe genommen. Wenn weiters n mehr als einmal vorkommt, können die "n" gleich oder verschieden sein.
Im Zusammenhang mit dem Polyoxyäthylenäther des Polyoxy-
EMI4.3
stens 2 sein.
Bevorzugte nichtionische Verbindungen sind die Polyoxyäthylenäther des Phenols, des Hexylalkohols, des Heptylalkohols, des Oktylalkohols, des Nonylalkohols und des Decylalkohol.
Da die nichtionische Verbindung offensichtlich durch Adsorption an der Oberfläche der Ton-Feststoffteilchen wirkt, ist eine gegebene Menge der nichtionischen Verbindung wirkungsvoller, wenn die Tonteilchen eine kleinere Oberfläche pro Gewichtseinheit haben, als wenn sie eine grössere Oberfläche aufweisen. Die zur Erzielung eines gewünschten Fliesspunktes in jedem Fall erforderliche Menge an nichtionischer Verbindung hängt daher von der Art und der Teilchengrösse der Tonteilchen ab, sowie von der Art der gewählten nichtionischen Verbindung.
Wie bereits ausgeführt, wurde weiter gefunden, dass der Fliesspunkt, die Viskosität und die Gelstärke der die nichtionische Verbindung enthaltenden Bohrtrübe dann niedriger sind, wenn der Ton zu dem das nichtionische Material enthaltenden Wasser zugegeben wird, als bei Zugabe des nichtionischen Materials zu einer Mischung von Wasser und Ton. Daher hängt die in jedem einzelnen Fall zu verwendende Menge der nichtionischen Verbindung zur Erzielung des
EMI4.4
Ton und Wasser zugegeben wird, oder ob der Ton zu dem die nichtionische Verbindung bereits enthaltenden Wasser zugegeben wird. Die Menge der nichtionischen Verbindung kann grösser als etwa 5, 7g/l der Bohrtrübe sein.
Vorzugsweise wird jedoch die nichtionische Verbindung in einer Menge verwendet, dass die Konzentration der freien Verbindung in der wässrigen Phase der Bohrtrübe wenigstens 1, 4 g/l der Bohrtrübe beträgt. Unter Konzen- tration der freien Verbindung" wird verstanden, dass die Konzentration der in der wässrigen Phase der Bohrtrübe gelösten Verbindung so zu bemessen ist, d. h. also die nicht mit Ton-Feststoffen umgesetzte Menge. Vorzugsweise wird die nichtionische Verbindung in einer solchen Menge verwendet, dass die Konzentration der freien Verbindung in der wässrigen Phase der Bohrtrübe mindestens 4, 3 g/l der Bohrtrübe beträgt.
Zufriedenstellende Resultate wurden erhalten, wenn die Menge so bemessen wurde, dass die Konzentration der freien Verbindungen in der wässrigen Phase der Bohrtrübe bis zu 28, 5 g/l der Bohrtrübe betrug. Gewünschtenfalls kann eine Kombination verschiedener nichtionischer Verbindungen verwendet werden.
Bei der Durchführung der Erfindung kann die nichtionische Verbindung der Bohrtrübe während ihrer Herstellung oder nachher, z. B. während des Bohrvorganges, zugegeben werden. Die nichtionische Verbindung kann zu der Bohrtrübe beim Schlammsumpf, bei der Einführung in die Schlammpumpen oder an irgendeiner andern Stelle zugegeben werden. Da die Wirkung der nichtionischen Verbindung grösser ist, wenn Ton zu dem die nichtionische Verbindung enthaltenden Wasser zugegeben wird, wird vorzugsweise die Bohrtrübe durch Zugabe des Tons zu dem die nichtionische Verbindung enthaltenden Wasser hergestellt.
Ebenso wird während des Bohrvorganges, wenn die Bohrtrübe aus den durchbohrten Formationen Ton aufnimmt-oder wahrscheinlich aufnehmen wird-die nichtionische Verbindung der Bohrtrübe zugegeben, bevor die Flüssigkeit genügend Ton aufgenommen hat, um den Fliesspunkt in unerwünschter Weise zu erhöhen, da in diesem Falle die Wirkung der nichtionischen Verbindung pro verwendeter Mengeneinheit grösser ist, als wenn die Verbindung zu der Flüssigkeit zugegeben wird, nachdem der Ton aufgenommen und darin dispergiert worden ist.
Es ist wichtig, dass die Bohrtrübe ein Schaumzerstörungsmittel enthält. Die nichtionische Verbindung verleiht der Bohrtrübe eine Tendenz zu schäumen, u. zw. in einem Ausmass, das ihre Verwendung als Bohrtrübe ausschliesst. Die Schaumzerstörungsmittel vermindern diese Tendenz und gestatten die normale Verwendung der Flüssigkeit beim Bohren.
Als Schaumzerstörungsmittel kann jede geeignete Verbindung, welche das Schäumen von Flüssigkeiten herabsetzen kann, verwendet werden.
Verwendbare Schaumzerstörungsmittel umfassen
EMI4.5
Verbindungen umfassen auch Isopropyl-, Butyl-, 2-Methylpropyl-, Isobutyl-, Amyl-, 2-Methylbu-
EMI4.6
Monoalkohole mit mindestens 6 C-Atomen können verwendet werden, darunter Caprylalkohol.
<Desc/Clms Page number 5>
EMI5.1
EMI5.2
EMI5.3
EMI5.4
EMI5.5
EMI5.6
EMI5.7
EMI5.8
EMI5.9
<Desc/Clms Page number 6>
EMI6.1
EMI6.2
EMI6.3
hend genannten Verbindungen nicht auf ; dies deswegen, weil das Produkt aus k, m und y gleich 1 sein kann. Indessen kann das Produkt von k, m und y auch 2 oder 3 sein. Bei der Berechnung dieses Produktes wird, wenn k mehr als einmal aufscheint, die Summe genommen. Wenn weiters k mehr als einmal aufscheint, dann können die Werte der einzelnen k gleich oder verschieden sein.
Im Zusammenhang mit Polyoxypropylen kann 1 ; jede ganze Zahl von mindestens 4 an sein.
Bevorzugte vorwiegend hydrophobe Verbindungen sind der Oxyäthylenäther von Nonylphenol, von Dinonylphenol, von Oktylphenol, von Dioktylphenol und Oxyäthylenabietat. Wenn eine vor-
EMI6.4
Schaumzerstörungsmittel verwendet wird, dann sollte ihre Menge zur Erzielung befriedigender Ergebnisse weniger als die Hälfte jener der nichtionischen Verbindung sein. Vorzugsweise sollte die Menge der vorwiegend hydrophoben Verbindung nicht mehr als ein Fünftel der nichtionischen Verbindung betragen. Anderseits sollte die Menge der vorwiegend hydrophoben Verbindung nicht weniger als 1/30 jener der nichtionischen Verbindung betragen.
Eine andere bevorzugte Art von Schaumzerstörungsmittel für die erfindungsgemässen Bohrtrüben ist ein 01. Geeignete öle umfassen pflanzliche öle wie Rizinusöl, Leinöl, Baumwollsamen- öl, Rapsöl, Olivenöl, Erdnussöl, Palmöl, Kokos- öl, Tungöl und Getreideöl. Andere öle, die verwendet werden können, umfassen tierische öle wie Klauenöl und Fischöl, z. B. Walöl. Vorzugsweise wird aber als 01 ein Mineröl verwendet. Geeignete Mineralöle umfassen Roherdöl, Dieselöl, Brennöl, Gasöl u. dgl. Eine beliebige Menge des öls kann in der Bohrtrübe verwendet werden, um die Neigung zum Schäumen, die ihr durch die nichtionischen Verbindungen verliehen wird, zu vermindern.
Zur Verringerung der Neigung zum Schäumen kann die Menge des verwendeten öls so bemessen werden, dass die flüssige Phase der Bohrtrübe 1-5 Vol.-"/o 01 enthält. Es können jedoch gewünschtenfalls auch kleinere oder grössere Mengen verwendet werden.
Die nichtionische Verbindung in der wässerigen Phase der Bohrtrübe emulgiert das der Flüssigkeit zugesetzte Öl. Daher ist das der Bohrtrübe zugemischte Öl in der wässerigen Phase der Flüssigkeit dispergiert. Wie bekannt, weisen emulgierte Bohr- trüben gegenüber solchen, deren flüssige Phase nur aus Wasser besteht, Vorteile auf. Unter diesen sind vermindertes spezifisches Gewicht, vermin- derte Filterverluste und verbesserte Schmiermitteleigenschaften. Gemäss einem Kennzeichen der Erfindung kann die aus Wasser, Ton, einem Schaumzerstörungsmittel und der nichtionischen Verbindung bestehende Bohrtrübe genügend 01 enthalten, um die zusätzlichen Vorteile einer t : mul- gierten Bohrtrübe zu ergeben. Beliebige Mengen 01 können zugegeben werden.
Zufriedenstellende Ergebnisse wurden mit solchen Mengen 01 erhalten, dass die flüssige Phase der Bohrtrübe mehr als 5 Vol.-"/o 01 enthält. Vorzugsweise enthält die Bohrtrübe 8-15 Vol.- /o 01. Alle die vorstehend als Schaumzerstörungsmittel genannten öle kön- nen verwendet werden, vorzugsweise Mineralöl.
Die Wirkung der nichtionischen Verbindungen in der wässerigen Phase der Bohrtrübe, der Flüs- sigkeit zugesetztes 01 zu emulgieren, sinkt mit der
Zahl der C-Atome in der hydrophoben Gruppe R.
Wenn die Bohrtrübe Öl enthält und die verwen- dete nichtionische Verbindung eine hydrophobe
Gruppe R aufweist, die nicht mehr als 12 C-Ato- me enthält, wird zu der Bohrtrübe vorzugsweise eine nichtionische Verbindung mit einer hydro- phoben Gruppe mit mehr als 12 C-Atomen zugegeben. Die Menge dieser nichtionischen Verbindung kann beliebig sein, um die Emulgierung des öls zu bewirken. Im allgemeinen werden zufriedenstellende Ergebnisse mit Mengen an der nichtionischen Verbindung zwischen 1, 4 und 4, 3 g/l der Flüssigkeit erhalten. Eine bevorzugte nichtionische Verbindung für die Emulgierung des öls ist der Polyoxyäthylenäther des NonylphenoL, worin n gleich 30 ist, also von
EMI6.5
Die Wirkung der nichtionischen Verbindung auf die Fliesseigenschaften einer Bohrtrübe wird, wie
EMI6.6
erhöht.
So werden der Fliesspunkt, die Viskosität und die Gelstärke der Flüssigkeit als Folge der Gegenwart des anorganischen Salzes weiter herabgesetzt. Gewöhnlich führt die Gegenwart eines wasserlöslichen anorganischen Salzes in einer Bohrtrübe zur Agglomeration des Tons. Indessen ist das Ausmass der Agglomeration des Tones in einer eine nichtionische Verbindung enthaltenden Bohrtrübe, welches auf die Gegenwart des wasserlöslichen anorganischen Salzes zurückzuführen ist, grö-
<Desc/Clms Page number 7>
sser als das, welches mit der gleichen Menge an wasserlöslichen anorganischen Salz in Abwese11- heit der nichtionischen Verbindung hervorgerufen wird.
Gemäss einer besonderen Ausführuna, sform der Erfindung enthält die Ton, Wasser, ein Schaumzerstörungsmittel und eine nichtionische Verbindung enthaltende Bohrtrübe auch noch ein wasserlösliches anorganisches Salz. Bevorzugte anorganische Salze sind Kalziumsulfat, Kalziumchlorid, Natriumchlorid und Kaliumchlorid. Die Men-
EMI7.1
organische Salz in einer Menge von etwa 14, 3 g/l der Bohrtrübe verwendet. Gewünschtenfalls kann das anorganische Salz durch Verwendung von Meerwasser als gesamte oder als Teil der wässrigen Phase der Bohrtrübe zugeführt werden.
Als anorganisches Salz wird insbesondere Kalziumsulfat verwendet. Kalziumsulfat ist hinlänglich löslich, um die erwünschte Erhöhung der Wirkung der nichtionischen Verbindung auf die Fliesseigenschaften der Bohrtrübe zu bewirken. Indessen ist anderseits die Löslichkeit genügend gering, dass die elektrische Leitfähigkeit der Bohrtrübe nicht bis zu einem Punkt erniedrigt wird, dass Schwierigkeiten für eine zufriedenstellende elektrische Lotung entstehen. Weiters bleibt das pH der Bohrtrübe neutral. Ausserdem kann als Folge der begrenzten Löslichkeit ein Salzüberschuss aufrechterhalten werden, ohne dass der elektrische Widerstand oder das pH der Bohrtrübe beeinflusst werden.
Nach der Zugabe des anorganischen Salzes zu der Ton und Wasser enthaltenden Bohrtrübe erfolgt ein anfänglicher Anstieg der Fliesseigenschaften der Flüssigkeit. In Abhängigkeit von der Menge an Ton und anorganischem Salz kann dieser Anstieg merklich sein. Darauffolgend jedoch beginnt die Viskosität der Flüssigkeit abzunehmen.
Im allgemeinen bleiben der Fliesspunkt und die Gelstärke hoch. Wenn die Flüssigkeit die nichtionische Verbindung enthält, dann sinken auch der Fliesspunkt und die Gelstärke. die Geschwindigkeit der Abnahme kann durch Rühren beschleunigt werden.
Der Zusatz von anorganischem Salz zu der Ton, Wasser, ein Schaumzerstörungsmittel und eine nichtionische Verbindung enthaltenden Bohrtrübe ist dann besonders vorteilhaft, wenn die Flüssigkeit während des Bohrvorganges mit Salz oder Anhydrit verunreinigt werden kann. Bei der Verunreinigung der Flüssigkeit mit Salz oder Anhydrit steigen die Fliesseigenschaften der Flüssigkeit an. In Abhängigkeit von der Menge an Ton und Salz oder Anhydrit kann der Anstieg der Fliesseigenschaften der Bohrflüssigkeit genügend gross sein, um ein unerwünscht starkes Ansteigen des Pumpendruckes zur Aufrechterhaltung der Flüssigkeitszirkulation zu erfordern. Wenn weiters die Zirkulation zum Stillstand gebracht wird, sind ausserordentlich hohe Pumpendrucke erforderlich, um sie wieder in Gang zu bringen.
Wenn indes- sen die Ton, Wasser, ein Schaumzerstörungsmittel und eine nichtionische Verbindung enthaltende
Bohrtrübe auch ein anorganisches Salz enthält, dann wird die Wirkung von die Bohrtrübe ver- unreinigendem Salz oder Anhydrit weitgehend herabgesetzt oder fehlt gänzlich.
Die Gegenwart der nichtionischen Verbindung in der wässrigen Phase der Bohrtrübe neigt dazu, m geringem Ausmass den Wasserverlust der Bohr- trübe zu erhöhen. Wenn in der eine nichtionische
Verbindung enthaltenden Bohrtrübe ein anorga- nisches Salz zugegen ist, dann wird die Neigung der Flüssigkeit zum Wasserverlust grösser. Vor- zugsweise enthält daher die Bohrtrübe, besonders dann, wenn sie ein anorganisches Salz enthält, auch noch ein Mittel zum Ausgleich des Wasserverlustes. Jedes geeignete, den Wasserverlust verringernde Mittel kann verwendet werden. Alkalisalze der Carboxymethylcellulose, wie z. B. das Na-Salz, können verwendet werden. Auch Stärke kann verwendet werden. Zufriedenstellende Ergebnisse können durch Verwendung von der Wasserverlust verringernden Mitteln des PolyacrylatTyps erreicht werden, wie z.
B. von Polyacrylsäure oder Ammonium- oder Alkali-Polyacrylaten. Ein besonderer Vorteil der erfindungsgemä- ssen Bohrtrübe besteht darin, dass sie in Art und Zusammensetzung geändert werden kann, um Änderungen in der Bohrbedingung zu begegnen, ohne dass ihre Fliesseigenschaften nachteilig verändert werden. So kann z. B. eine erfindungsgemässe Bohrtrübe, deren flüssige Phase aus Wasser besteht, in eine Emulsions-Bohrtrübe während des Bohrens durch Zugabe von Oel umgewandelt werden. Weiters kann eine erfindungsgemässe Bohrtrübe, die Ton in der Natriumform enthält, in eine Bohrtrübe des Kalziumtyps während des Bohrens durch Zugabe einer löslichen Kalziumverbindung umgewandelt werden.
Wichtiger ist indessen, dass eine erfindungsgemässe Bohrtrübe des Kalziumtyps in eine solche des Natriumtyps, d. h. in der der Ton in der Natriumform vorliegt, durch Zugabe von Natriumchlorid umgewandelt werden kann. Die Umwandlung in die Natriumtype kann auch durch Zugabe von Natriumkarbonat, Natriumorthophosphat oder Natriumzitrat zu der Flüssigkeit erfolgen. Mit Natriumverbindungen wie den letztgenannten wird Ausfällung des Kalziums bewirkt.
Es sind bereits Bohrtrüben bekannt, die nicht-. ionische, oberflächenaktive Stoffe, z. B. Polyoxy- äthylenäther von langkettigen Fettsäureteilestern von Sorbitan sowie verschiedene Arten von wasserlöslichen anorganischen Salzen, einschliesslich Kalziumsalzen, enthalten. Es handelt sich jedoch im Gegensatz zum Erfindungsgegenstand um Bohrtrüben auf ölbasis, die nicht mehr als 10 Gew.-"/o Wasser enthalten dürfen. Die erfindungsgemäss zugesetzte wasserlösliche nichtionische Verbindung soll die Dispersion von Tonmaterialien herabsetzen. Eine solche Dispersion tritt aber bei
<Desc/Clms Page number 8>
Bohrtrüben, die 90 und mehr Gew.-"/n Ul enthalten, gar nicht auf.
Die folgenden Beispiele dienen zur Veranschaulichung der Erfindung.
EMI8.1
Dieses Beispiel illustriert die Fliesseigenschaften einer erfindungsgemässen Bohrtrübe. Eine Bohrtrübe wurde durch Vermischen von Natrium- und Kalzium-Montmorillonit mit Wasser hergestellt.
Der Natrium-Montmorillonit wurde in einer Menge von 22, 8 g/l Wasser und der KalziumMontmorillonit in einer Menge von 71, 3 g/l Wasser verwendet. Nach der Herstellung wurde die Bohrtrübe 16 Stunden lang bei 77 C gealtert. Zu einer Probe der gealterten Bohrtrübe wurde der
EMI8.2
gealtert. Nach dem zweiten Alterungsprozess wurden der Fliesspunkt, die Viskosität, die anfängliche Gelstärke und jene nach 10 Minuten gemessen. Die Tabelle zeigt die erhaltenen Ergebnisse. In der Tabelle bedeutet Probe 1 die Kontrollprobe und Probe 2 die Probe, welche den Polyoxyäthylen- äther des Phenols und den Oxyäthylenäther des Nonylphenols enthielt.
Tabelle I
EMI8.3
<tb>
<tb> Probe <SEP> Gelstärke
<tb> Nr. <SEP> Fliesspkt. <SEP> Viskos. <SEP> Anfang <SEP> Nach <SEP> 10 <SEP> min.
<tb>
1 <SEP> 19 <SEP> 15, <SEP> 3 <SEP> 10 <SEP> 20
<tb> 2 <SEP> 2, <SEP> 0 <SEP> 11, <SEP> 0 <SEP> 1 <SEP> 4
<tb>
Aus der Tabelle kann man ersehen, dass die Bohrtrübe, welche den Polyoxyäthylenäther des Phenols und den Oxyäthylenäther des Nonylphenols enthielt, einen Fliesspunktwert von etwa einem Zehntel des Fliesspunktwertes der Flüssigkeit ohne Zugabe dieser Verbindungen hatte.
Beispiel II :
Dieses Beispiel zeigt die Fliesseigenschaften einer Bohrtrübe, welche Ton, Wasser, schaumzerstörendes Mittel und nichtionische Verbindung erhält sowie von einer gleichartigen Bohrtrübe, die ein wasserlösliches anorganisches Salz enthält. Eine Bohrtrübe wurde durch Zugabe von handelsüblichem Bentonit in einer Menge von 6 Gew.-"/o zu Wasser hergestellt. Die Mischung wurde 16 Stunden bei 770C gealtert. Die Viskosität, der Fliesspunkt und die Gelstärken sowie der Filtrierverlust einer ersten Probe der Mischung wurden gemessen.
Zu einer zweiten Probe der Mischung wurden der Polyoxyäthylenäther von Phenol, CoHs-0- (CH2-CH2-0) 3o-H, und der Oxy- äthylenäther von Nonylphenol, CgH19 (CoH4) -0-CH2-CH2-0-H, in einer Menge von 21, 4 bzw. 1, 4 g/l Wasser in der Mischung zugegeben. Zu einer dritten Probe der Mi-
EMI8.4
Polyoxyäthylenäther des Phenols und der Oxy- äthylenäther des Nonylphenols in Mengen von 21, 4 bzw. 1, 4 g/l des in der Mischung enthaltenen Wassers zugegeben. Zu einer fünften Probe wurde Anhydrit in einer Menge von 1 Gew.- /o der Mischung zugegeben.
Zu einer sechsten Probe wurde 1 Gew.-"/o Anhydrit sowie der Polyoxyäthylen- äther des Phenols und der Oxyäthylenäther des Nonylphenols in Mengen von 21, 4 bzw. 1, 4 g/l des in der Mischung enthaltenen Wassers zugegeben. Jede der fünf letztgenannten Proben wurde 16 Stunden bei 77 C gealtert. Am Ende der Alterungsperiode wurden die Viskosität, der Fliesspunkt und die Gelstärken der Proben gemessen.
Die Ergebnisse der Messungen der 6 Proben sind in der Tabelle wiedergegeben.
Tabelle 11
EMI8.5
<tb>
<tb> Probe <SEP> Gelstärke
<tb> Nr. <SEP> Fliesspkt. <SEP> Viskos. <SEP> Anfang <SEP> Nach <SEP> 10 <SEP> min.
<tb>
1 <SEP> 30 <SEP> 41 <SEP> 12 <SEP> 43
<tb> 2 <SEP> 12 <SEP> 33 <SEP> 1 <SEP> 23
<tb> 3 <SEP> 73 <SEP> 12 <SEP> 43 <SEP> 47
<tb> 4 <SEP> 1 <SEP> 3 <SEP> 1 <SEP> 1
<tb> 5 <SEP> 14 <SEP> 12 <SEP> 9 <SEP> 27
<tb> 6 <SEP> 8 <SEP> 11 <SEP> 2 <SEP> 5
<tb>
Aus der Tabelle kann man sehen, dass die Bohrtrübe, welche den Polyoxyäthylenäther der Phenols und den Oxyäthylenäther des Nonylphenols enthielt, eine verringerte Viskosität, Fliesspunkt und Gelstärken hatte. Aus der Tabelle ersieht man auch, dass die Natriumchlorid enthaltende Bohrtrübe eine geringere Viskosität hatte als die den Polyoxyäthylenäther des Phenols sowie den Oxy- äthylenäther des Nonylphenols enthaltende. Indessen kann man auch feststellen, dass die Salz enthaltende Bohrtrübe ungewöhnlich hohe Werte des Fliesspunktes sowie der anfänglichen Gelstärke und jener nach 10 Minuten hatte.
Anderseits waren die Werte der Viskosität, des Fliesspunktes und der Gelstärken von Mischungen, die Natriumchlorid, den Polyoxyäthylenäther des Phenols und den Oxyäthylenäther des Nonylphenols ent-
EMI8.6
Der Effekt des Anhydrits war dem des Salzes insoferne gleich, als er die Viskosität, den Fliesspunkt und die Gelstärken der Bohrtrübe herabsetzte. Ferner war die Verringerung der Viskosität als Folge der Gegenwart des Anhydrits grösser als bei einer Bohrtrübe, die den Polyoxyäthylen- äther des Phenols und den Oxyäthylenäther des Nonylphenols enthielt, obwohl der Fliesspunkt, die Gelstärke und die Filterverluste grösser waren.
Wenn Anhydrit, Polyoxyäthylenäther des Phenols und Oxyäthylenäther des Nonylphenols verwendet wurden, ergab sich eine grössere Verminderung der Viskosität, des Fliesspunktes und der Gelstärke nach 10 Minuten, als bei Verwendung von Anhydrit oder bei der Verwendung des Poly-
<Desc/Clms Page number 9>
oxyäthylenäthers des Phenols und des Oxyäthylenäthers des Nonylphenols.
Beispiel III :
In diesem Beispiel wurde eine Probe der gealterten Bohrtrübe, welche wie in Beispiel I beschrieben hergestellt wurde, mit Polyoxyäthylen- äther von Phenol, C,) Hs-0- (CH2-CH2-0) M-H, in einer Menge von 17, 1 g/l der Flüssigkeit und mit dem Trioxyäthylenäther des Oktylphenols,
EMI9.1
Die Viskosität, der Fliesspunkt sowie die anfängliche Gelstärke und jene nach 10 Minuten wurden nach einem 16-stündigen Alterungsvorgang bei 77 C gemessen. Die Tabelle zeigt die erhaltenen Ergebnisse ; sie zeigt auch die Ergebnisse, welche mit einem in gleicher Weise gealterten Vergleichsmuster erhalten wurden.
In der Tabelle wird die Kontrollprobe als Probe Nr. 1 und die Probe, welche den Polyoxyäthylenäther des Phenols und den Trioxyäthylenäther des Oktylphenols enthält, als Probe Nr. 2 bezeichnet.
Tabelle III
EMI9.2
<tb>
<tb> Probe <SEP> Gelstärke
<tb> Nr. <SEP> Fliesspkt. <SEP> Viskos. <SEP> Anfang <SEP> Nach <SEP> 10 <SEP> min.
<tb>
1 <SEP> 19, <SEP> 0 <SEP> 15, <SEP> 3 <SEP> 10 <SEP> 20
<tb> 2 <SEP> 2, <SEP> 0 <SEP> 11, <SEP> 8 <SEP> 1 <SEP> 4
<tb>
Man sieht aus der Tabelle, dass die Bohrtrübe, welche den Polyoxyäthylenäther des Phenols und den Trioxyäthylenäther des Oktylphenols enthält, einen beträchtlich herabgesetzten Fliesspunkt hat.
Beispiel IV :
Dieses Beispiel veranschaulicht die Behandlung einer Bohrtrübe während der Bohrvorgänge. Bei einem ölbohrschacht, der in Louisiana gebohrt wurde, wurde das Bohren bis zu einer Tiefe von 1435 m mit einer gewöhnlichen Bohrtrübe durchgeführt, welche im Durchschnitt folgende Charakteristiken hatte :
Fliesspunkt : 0, 2195 kg/m2
Viskosität : 9, 5 Centipoise anfängliche Gelstärke : 0, 0488 kg/m2
Gelstärke nach
10 Minuten : 1, 952 kg/m2 . Bei einer Tiefe von 1435 m, nachdem Schieferlagen auftraten, wurde die Bohrtrübe in eine mit Kalzium behandelte Bohrtrübe dadurch umgewandelt, indem man 28, 5 g/l Kalziumsulfat zumischte.
Natriumcarboxymethylcellulose wurde in
EMI9.3
0 g/lsigkeit wurde ferner Polyoxyäthylenäther von Phenol, C, Hs-0- (CH2-CH2-0) 3.-H, in einer Menge von 10, 7 g/l und Oxyäthylenäther von Nonylphenol, CgHiC. HJ-O-CH -CHa-OH, in einer.
Menge von 0, 7 g/l zugegeben. Die Eigenschaften der Bohrtrübe nach Zugabe dieser Verbindungen waren die folgenden :
EMI9.4
<tb>
<tb> Fliesspunkt <SEP> : <SEP> 0, <SEP> 0877 <SEP> kg/n'12 <SEP> -, <SEP> - <SEP>
<tb> Viskosität <SEP> : <SEP> 10, <SEP> 3 <SEP> Centipoise
<tb> Anfangs-Gelstärke <SEP> : <SEP> 0 <SEP> kg/m2 <SEP>
<tb> Gelstärke <SEP> nach
<tb> 10 <SEP> Minuten <SEP> : <SEP> 0 <SEP> kg/m2 <SEP>
<tb>
Das Bohren wurde dann fortgesetzt, bis der Schacht einwandfrei bei einer Tiefe von 2958 m fertiggestellt war. Vier andere Schächte waren vorher, in der Nähe des genannten Schachtes erbohrt worden. Bei jedem dieser Schächte wurde die gleiche Art von Bohrtrübe angewendet, wie anfänglich bei dem erwähnten Schacht.
Bei ungefähr der gleichen Tiefe wie bei dem vorerwähnten Schacht wurde jede der verwendeten Bohrtrüben für jeden dieser Schächte in eine übliche, mit Kalzium behandelte Bohrtrübe dadurch umgewandelt,
EMI9.5
lose wurden zugegeben. Die nichtionische und die vorwiegend hydrophobe Verbindung wurden aber nicht zugesetzt. Das Bohren wurde bei diesen vier Schächten bis zu etwa der gleichen Tiefe wie beim ursprünglichen Schacht fortgesetzt. Beim Erbohren des letzteren war, verglichen mit den andern vier Schächten, die Bohrzeit um etwa 15-50 0J0 herabgesetzt, die Zahl der Bohreinsätze wurde um
EMI9.6
Schlammkuchen mit einem Minimum von Eindringen von Filtrat wurde an den Wänden des Schachtbohrloches erhalten.
PATENTANSPRÜCHE :
1. Bohrtrübe auf Wasserbasis, dadurch gekennzeichnet, dass sie Ton, ein Schaumzerstörungsmittel und eine wasserlösliche nichtionische Verbindung von Netzmitteleigenschaften der allgemeinen Formel R- (X-r (CH2-CH2-O) n-H]m) y enthält, worin R eine hydrophobe Gruppe mit wenigstens 4, vorzugsweise 6-10 C-Atomen, X ein Struktur-
EMI9.7
Zahl, m eine ganze Zahl, die um 1 kleiner ist als die Wertigkeit des Strukturelements X, y eine ganze Zahl bedeuten, und das Produkt aus n, m und y mindestens 10 beträgt.