DE102012003224A1 - Bohrspülflüssigkeit, Verwendung und Verfahren unter Verwendung der Bohrspülflüssigkeit - Google Patents

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Abstract

Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist eine Amin- und Carbonsäure-Verbindungen enthaltende Zusammensetzung, wobei mindestens eine der Amin- und Carbansäure-Verbindungen alkoxyliert ist, deren Verwendung als Bohrspülflüssigkeit und ein Verfahren unter Verwendung der Bohrspülflüssigkeit.

Description

  • Die vorliegende Erfindung betrifft eine Amin- und Carbonsäure-Verbindungen enthaltende Zusammensetzung, deren Verwendung als Bohrspülflüssigkeit und ein Verfahren unter Verwendung der Bohrspülflüssigkeit.
  • Stand der Technik
  • Eine Bohrspülflüssigkeit ist ein Fluid, das durch ein Bohrloch gepumpt wird, während es gebohrt wird, um den Bohrvorgang zu erleichtern. Zu den verschiedenen Funktionen einer Bohrspülflüssigkeit gehört das Entfernen von Bohrgut unterhalb des Bohrkopfes, Transportieren des Bohrgutes aus dem Bohrloch, Kühlung und Schmierung des Bohrers, Unterstützung des Bohrgestänges und Bohrers, Stabilisierung der Bohrlochwände, Suspendieren des Bohrgutes, wenn die Zirkulation gestoppt wird, die Bereitstellung einer Wassersäule zur Regulierung des hydrostatischen Drucks an der Oberfläche und Verhindern eines sogenannten Blowouts. Bohrspülflüssigkeiten werden häufig in ihrer Zusammensetzung auf die Eigenschaften einer bestimmten geologischen Formation abgestimmt, um einen Bohrvorgang zu optimieren. Bohrspülflüssigkeiten sind i. d. R. eingedickte fließfähige Systeme auf Wasserbasis oder auf Ölbasis. Ölbasierte Bohrspülflüssigkeiten finden zum Beispiel Anwendung im Bereich der Offshorebohrungen und zum Durchbohren wasserempfindlicher und/oder wasserführender Schichten.
  • Ölbasierte Bohrspülflüssigkeiten werden im Allgemeinen als so genannte Invert-Emulsions-Bohrspülflüssigkeiten oder ölbasierte Muds bezeichnet, die aus einem Dreiphasensystem bestehen: kontinuierliche Ölphase, disperse Wasserphase und feinteilige Feststoffe. Es handelt sich dabei um Zubereitungen vom Typ der Wasser-in-Öl-Emulsionen. Das heißt, die wässrige Phase, die die interne Phase bildet, ist fein verteilt in der Ölphase, der externen Phase.
  • Zur Stabilisierung und Einstellung der Gebrauchseigenschaften werden weitere Zusatzstoffe verwendet. Ölbasierte Muds enthalten ein Basisöl, das die äußere Phase bildet, eine salzhaltige, wässrige Lösung als interne Phase und Emulgatoren bzw. Emulgatorsysteme, die an der Grenzfläche der internen und externen Phasen wirken. Neben dem Emulgator bzw. Emulgatorsystem werden auch weitere Additive eingesetzt, wie zum Beispiel Mittel zur Öl-Benetzung, Beschwerungsmittel zur Erhöhung des Gewichts oder Dichte, so genannte „fluid loss”, Additive zum Inhibieren von Flüssigkeitsverlust, zum Aufbau einer Alkalinitätsreserve, zur Filtration-Kontrolle und/oder zur Steuerung der rheologischen Eigenschaften.
  • Kalk oder andere alkalische Stoffe werden in der Regel Bohrspülflüssigkeiten zugesetzt, um eine Alkalinitätsreserve zu schaffen. Die Alkalinitätsreserve dient zur Aufrechterhaltung der Viskosität und Stabilität der Bohrspülflüssigkeit, wenn die Bohrspülflüssigkeit sich ändernden Außeneinflüssen aufgesetzt wird. Dies ist besonders wichtig in Bereichen, in denen saure Gase wie CO2 oder H2S beim Bohren angetroffen werden. Ohne Alkalinitätsreserve können saure Gase die Stabilität und Viskosität konventioneller Bohrspülflüssigkeiten schwächen. Dann wird die Invert-Emulsions-Bohrspülflüssigkeit instabil und die Invert-Emulsion wird zu Öl-in-Wasser Emulsion, die für den Einsatz als Bohrspülflüssigkeit i. d. R. nicht geeignet ist. Die Beseitigung und Entsorgung einer invertierten Emulsion aus einem Bohrloch verursacht hohe Kosten und ist daher unerwünscht.
  • Vorteil ölbasierter Bohrflüssigkeiten sind die hervorragenden Schmiereigenschaften. Diese Schmiereigenschaften erlauben z. B. das Bohren in einer erheblichen vertikalen Abweichung, wie es typisch für Offshore- oder Tiefwasserbohrungen ist. Bei horizontalen und fast horizontalen Bohrungen liegt das Bohrgestänge an der unteren Seite des Bohrloches, was zu hohen Drehmomenten beim Bohren und beim Ziehen des Bohrgestänges führt. Unter diesen Bedingungen ist das Risiko des Steckenbleibens des Rohrgestänges höher, wenn wasserbasierte Bohrspülflüssigkeiten verwendet werden. Im Unterschied bilden ölbasierte Bohrspülflüssigkeiten dünne, glatte Filterkuchen an den Wandungen des Bohrloches, was das Verstopfen von Rohrleitungen verhindert.
  • Wichtige Gebrauchseigenschaften ölbasierter Bohrspülflüssigkeiten sind neben der Schmierung zum Beispiel auch Viskosität, Dichte, und Filtratkontrolle. Letzteres ist im Besonderen in nicht konsolidierten permeablen Formationen wichtig. Das Bohrgut bildet dort unter dem hydrostatischen Druck eine semipermeable flüssigkeitsundurchlässige Schicht an den Wandungen des Bohrloches und reduziert damit Flüssigkeitsverlust, stabilisiert den Formationsdruck und reduziert die Gefahr des Zusammenbrechens der Wandungen im Bohrloch.
  • Die Verwendung von herkömmlichen Emulgatoren kann die Verwendung von Lösungsmitteln und anderen oberflächenaktiven Spüllösungen erforderlich machen, um den Filterkuchen zu durchdringen und die Benetzbarkeit der Filterkuchenteilchen umzukehren. Wasserbenetztbare Feststoffe sind Voraussetzung für eine anschließende Säurewaschung, z. B. um die Teilchen des Filterkuchens anzugreifen.
  • Im der WO 98/05733 werden Amin basierte Emulgatoren für Invert-Emulsions-Bohrspülflüssigkeiten beschrieben, die von einer Öl-in-Wasser-Emulsion in eine Wasser-in-Öl-Emulsion überführt werden können.
  • Die Komplexität und Unberechenbarkeit der äußeren Bedingungen und die Wechselwirkung der flüssigen Komponenten miteinander und mit den Bedingungen beim Bohren stellen hohe Anforderungen an eine Bohrspülflüssigkeit und sind eine Herausforderung für Entwickler. Es besteht ein anhaltender Bedarf und damit dauerndes branchenweites Interesse an neuen Bohrflüssigkeiten, die eine verbesserte Leistung bieten und gleichzeitig eine verbesserte ökologische und ökonomische Akzeptanz haben.
  • Zusammenfassung der Erfindung
  • Gegenstand der Erfindung ist eine Zusammensetzung, nachfolgend auch als Bohrspülflüssigkeit bezeichnet, eine Verwendung und ein Verfahren wie in den unabhängigen Ansprüchen beschrieben. Bevorzugte Ausführungsformen sind Gegenstand der Unteransprüche oder nachfolgend beschrieben.
  • Überraschenderweise wurde ein Emulgatorsystem zur Verwendung als „Invert-Emulsions-Bohrspülflüssigkeit” gefunden. Bohrspülflüssigkeiten auf Basis des neuen Emulgatorsystems zeichnen sich durch eine überraschend gute Stabilität und andere vorteilhafte Gebrauchseigenschaften aus. Insbesondere ist eine erhöhte Stabilität gegenüber Einflüssen wie variierender Wasser- und Salzgehalt sowie Temperaturschwankungen zu verzeichnen.
  • Wichtige Einsatzgebiete der Bohrspülflüssigkeit sind Bohrungen zur Erschließung von Öl- und Gasvorkommen, geothermische Bohrungen oder Wasserbohrungen oder auch die Durchführung geowissenschaftlichen Bohrungen oder Bohrungen im Bergbau.
  • Die erfindungsgemäße Bohrspülflüssigkeit umfasst ein ölartiges Fluid, auch als Ölphase bezeichnet, und ein Emulgatorsystem umfassend zumindest die Emulgatoren (A) und (B), einen Verdicker und weitere Additive.
  • Beispiel für Additive sind Additive zur Öl-Benetzung, Beschwerungsmittel zur Erhöhung des Gewichts oder der Dichte, so genannte „fluid loss”, Additive zum Inhibieren von Flüssigkeitsverlust, zur Alkalinitätsreserve, Additive zur Filtration-Kontrolle und/oder zur Steuerung der rheologischen Eigenschaften.
  • Durch das Zusammengeben der einzelnen Komponenten wird eine salzartige Verbindung erzeugt, die im pH-Bereich zwischen 3 und 11 stabil ist. Der so entstandene Emulgator wirkt durch die partiellen positiven und negativen Teilladungen im Molekül besonders grenzflächenaktiv.
  • Die Grenzflächenaktivität kann durch geeignete Wahl des Alkoxylierungsgrades der unter (A) und (B) beschriebenen Komponenten gezielt eingestellt werden. Durch eine mögliche zusätzliche Variation der hydrophoben C-Kettenlänge der Emulgatorkomponenten können Emulgiereigenschaften optimiert werden und somit stabile Invert-Emulsions-Bohrspülung mit hervorragenden Gebrauchseigenschaften für die unterschiedlichsten Bedingungen hergestellt werden. In der Regel wird der Alkoxylierungsgrad entsprehend der eingesetzten Ölphase eingestellt und im Weiteren, soweit erforderlich, weiter auf die speziellen Bohrbedingungen eingestellt.
  • Durch Mischung der Komponenten des Emulgatorsystems kationischer Aminpolyalkylenglykolether mit anionischen Alkoholpolyglykolethercarbonsäuren können zum Beispiel die geeigneten HLB (Hydrophob-Lipophob-Balance) – Werte eingestellt und somit stabile Invert-Emulsions-Bohrspülflüssigkeiten bereit gestellt werden.
  • Erfindungsgemäß kann beispielsweise ein alkoxyliertes Dodecylamin in Kombination mit einer Ethercarbonsäure auf Basis eines alkoxylierten Oleylalkohols die gleiche Wirkungsweise erzielen wie ein alkoxyliertes Oleylamin, gepaart mit einer Ethercarbonsäure auf Basis Dodecylalkohol. Das erfindungsgemäße Emulgatorsystem ermöglicht auf diese Weise Variationsmöglichkeiten zur Einstellung der gewünschten Emulgatorfunktion und Anpassung an die benötigten Gebrauchseigenschaften einer Invert-Emusions-Bohrspülung.
  • Detaillierte Beschreibung der Erfindung
  • Nachfolgend werden die Komponenten der Zusammensetzung und ihre Anwendung beschreiben.
  • Die Amin-Verbindung (A) ist/sind eine oder mehrere primäre, sekundäre oder tertiäre Amin-Verbindung, eine oder mehrere alkoxylierte primäre und/oder sekundäre Amin-Verbindungen oder deren Mischungen.
  • Erfindungsgemäß geeignete Amin-Verbindungen sind oberflächenaktive Substanzen, die sich ableiten bzw. aufbauen auf zum Beispiel Butylamin, Pentylamin, Hexylamin, Octylamin, Nonylamin, Decylamin, Undecylamin, Laurylamin, Tridecylamin, Tetradecylamin, Pentadecylamin, Palmitylamin, Stearylamin, Arachidylamin, Behenylamin, Lignocerylamin, ebenso wie von ungesättigten oder verzweigten Aminen gleicher C-Zahl, zum Beispiel Oleylamin, 2-Ethylhexylamin oder handelsüblichen oder sonstigen Gemischen wie Kokosfettamin oder Talgfettam in. Desweiteren eignen sich Dialkylaminverbindungen genannter C-Kettenlängen und/oder heterocyclische, stickstoffhaltige Verbindungen, wie zum Beispiel Imidazol und Piperazin.
  • Genannte Amin-Verbindungen mit mindestens einer NH-Valenz (z. B. primäre und/oder sekundär Amine) stellen die Basis für die unter (A) erwähnten Aminalkoxylate dar, die durch Polyaddition mit entweder Ethylenoxid, Propylenoxid und/oder Butylenoxid aufgebaut werden, einschließlich Block- und statistischer Verteilungen, wobei der mittlere Zahlenwert der Alkoxyleneinheiten zwischen 0 und 30, vorzugsweise zwischen 0,5 und 10, und insbesondere 1 bis 8, Liegt.
  • Die Carbonsäure-Verbindung (B) ist ausgewählt aus einem oder mehreren Mitgliedern der Gruppe von Monocarbonsäuren, Polycarbonsäuren, Polyalkylenglykolethercarbonsäuren eines Monoalkohols und Polyalkylenglykolethercarbonsäuren eines Polyols.
  • Diese Substanzen können beispielsweise folgende Carbonsäuren (B) sein: Milchsäure, Zitronensäure, Oxalsäure, Buttersäure, Valeriansäure, Capronsäure, Heptansäure, Caprylsäure, Nonansäure, Caprinsäure, Undecansäure, Laurinsäure, Tridecylsäure, Myristylsäure, Pentadecylsäure, Palmitinsäure, Stearinsäure, Behensäure sowie die verzweigten und ungesättigten Typen gleicher C-Kettenlänge, wie beispielsweise Ölsäure.
  • Desweiteren Alkoholpolyalkylenglykolethercarbonsäuren auf Basis von beispielweise Butanol, Pentanol, Hexanol, Heptanol, Oktanol, Nonanol, Dekanol, Undekanol, Laurylalkohol, Tridecanol, Tetradekanol, Pentadekanol, Hexadekanol, Heptadekanol, Oktadekanol, Behenylalkohol sowie die entsprechenden verzweigten oder ungesättigten Typen gleicher C-Kette wie Oleylalkohol oder Iso-Oktanol. Genannte Alkohole sowie Polyalkylenglykole unterschiedlicher Kettenlängen bilden die Basis der Polyalkylenglykolethercarbonsäuren (B), die durch Polyaddition mit entweder Ethylenoxid, Propylenoxid oder Butylenoxid und anschließender Carboxymethylierung durch Chloressigsäure oder Natriumchloracetat aufgebaut werden, wobei der mittlere Zahlenwert der Alkylenoxideinheiten zwischen 0 und 30, vorzugsweise zwischen 0,5 und 10, insbesondere 1 und 8 liegt.
  • Das Emulgatorsystem bestehend aus Carbonsäure- und Amin-Verbindung ist vorzugweise äquimolar abzumischen, wobei der mittlere Alkoxylierungsgrad der gesamten Mischung vorzugsweise zwischen 0,5 und 10, insbesondere zwischen 1 und 8, liegen soll. Die Alkoxygruppen können sowohl an der Carbonsäure- als auch an der Amin-Verbindung angelagert sein oder an beide, mindestens jedoch an einer der Verbindungen. Das erfindungsgemäße Emulgatorsystem ist vorzugsweise in der Ölphase bei 25°C löslich.
  • Beispielhafte Emulgatorkombinationen sind im experimentellen Teil geannt, weitere sind: Alkohol-C1214-Glykol-(5EO)-ethercarbonsäure/Amin-C18-Mischung (MARLOWET 1072/Oleoylamin), Amin-C18-Glykol-(2EO)-ether/Milchsäure-Mischung (MARLAZIN OL2/Milchsäure), Amin-C12/Alkohol C1214-Glykol-(5EO)-ethercarbonsäure-Mischung (Laurylamin 1 MARLOWET 1072), Amin-C18-Glykol(2EO)/Milchsäure-Mischung (MARLAZIN OL2/Milchsäure), Oleyl-Imidazolin/Oxo-Alkohol-C9-(2EO-2PO)-ethercarbonsäure-Mischung (MARLOWET 5440/MARLOWET 4539), Arm-C18-Glykol-(7EO)/Kokosfettsäure-Mischung MARLAZIN T7/2/Kokosfettsäure) oder Oleyl-Imidazolin/Alkohol-C6-Glykol-(3EO-3PO)-ethercarbonsäure-Mischung (MARLOWET 5440/MARLOWET 4556).
  • Durch eine gezielte Zusammenstellung der erfindungsgemäßen Emulgatorkomponenten können Ölphasen unterschiedlicher Zusammensetzungen verwendet werden. Beispielhaft genannt seien aliphatische oder cycloaliphatische Kohlenwasserstoffe wie zum Beispiel alpha-Olefine (LAO), Poly- alpha-Olefine (PAO), Interne Olefine (IO), Diesel, Biodiesel, Fischer-Tropsch-Destillate, Ester, insbesondere Ethyl- und/oder Methyl-(C12 bis C22)-Fettsäurester, Alkohole, Ether, Acetale, (Oligo)amide, (Oligo)imide und/oder (Oligo)ketone, desweiteren Triglyceride oder Mischungen daraus.
  • Die Ölphase ist so zusammengesetzt, dass diese bei 25°C flüssig ist.
  • Die Bohrspülflüssigkeit ist im pH-Wert Bereich zwischen 3 und 11 stabil. Dieser pH Bereich beschreibt die Stabilitätsgrenzen und stellt die jeweiligen pH-Werte der Einzelkomponenten dar. Ober- und unterhalb dieser Grenzen bricht die Emulsion und erlaubt das gezielte Trennen der verschiedenen Bestandteile. Die aus dem beschriebenen Emulgatorsystem aufgebauten Invert-Emulsions-Bohrspülflüssigkeiten können durch Alkalisierung mit starken Laugen, zum Beispiel KOH oder NaOH oberhalb pH-Werten von 11, gebrochen und invertiert werden. Hier kommt es zu einer automatischen Hydrophilierung der anionischen Emulgatorkomponente, die in diesem Zustand die Eigenschaft eines O/W-Emulgators annimmt. Auch durch Herabsetzen zum Beispiel mittels starken Säuren wie HCl oder H2SO4 unterhalb von pH-Wert 3 kann ebenso eine Spaltung und Invertierung erzielt werden.
  • Besonders vorteilhaft ist die Überführung durch Wiedereinstellen des pH-Wertes der gespaltenen Invert-Emulsions-Bohrspülungen in den pH-Wert-Bereich 3 bis 11 in eine homogene Öl in Wasser-Emulsion (flippen), was diese zur Wiederverwendung als Bohrspülflüssigkeit befähigt.
  • Durch Einbringen bzw. Einstellen der benötigten, bereits genannten Additive für die vorgenannte Verwendung ist eine Wiederverwendung eines großen Teils der Emulsionsbohrspülung möglich. Das bedeutet in der Praxis Kostenersparnis und verkürzte Verfahrensschritte in der Aufarbeitung, was besonders bei Bohrungen im Offshorebereich erhebliche Vorteile bietet.
  • Die Invertierbarkeit der erfindungsgemäßen Emulsionsbohrspulungen erleichtert die zur Aufarbeitung des ölbelegten Bohrguts erforderlichen Maßnahmen und der nachfolgenden Entsorgung, zum Beispiel die Reinigung ölverschmutzter Feststoffflachen mittels Wasser-basierter Spülhilfen.
  • Die wässrige Phase einer Invert-Bohrspülflüssigkeit enthält unter anderem Beschwerungsmittel, fluid-loss-Additive, Alkalireserven, Viskositätsregler, wasserlösliche Salze und dergleichen. Die erfindungsgemäße Invert-Bohrspülflüssigkeit kann bis zu 50 Gew.% wässrige Phase enthalten, wobei üblicherweise 20 bis 40 Gew.%, z. B. 30 Gew.%, Wasser verwendet wird, insbesondere eine salzhaltige wässrigen Phase.
  • Die erfindungsgemäße Bohrspülflüssigkeit kann aber auch nur wenig Wasserphase enthalten und eignet sich besonders für die Durchdringung wasserführender Schichten. Durch geeignete Einstellung der Emulgatorkomponenten und verwendeter Konzentration kann die erfindungsgemäße Bohrspülflüssigkeit erhebliche Mengen an Wasser (auch stark elektrolythaltig) aufnehmen. Diese Eigenschaft der erfindungsgemäßen Invert-Bohrspülflüssigkeit macht diese auch einsetzbar zur Aufnahme von Absetzwasser im unteren Bereich des Bohrloches, verursacht durch Wassereinbruch, ohne den Bohrvorgang zu unterbrechen.
  • Die erfindungsgemäße Bohrspülflüssigkeit kann Verdicker, wie zum Beispiel Tone, aus Bentionit, Hectroit, Attapulgit und/oder deren Mischungen enthalten, insbesondere solche, welche durch Oberflächenbehandlung organophil gemacht wurden. Die Oberflächenbehandlung kann z. B. mit quaternären Ammoniumverbindungen erfolgen, so dass die Tone hydrophobiert sind. Je nach erforderlicher Viskosität werden die Tone in einer Konzentration von 1 bis 10 Gew.% eingesetzt. Je nach Art des Verdickungsmittels kann der polare Charakter der erfindungsgemäßen Emulgatorkomponente die benötigte Menge an Verdickungsmittel reduzieren.
  • Additive, ausgewählt aus der Gruppe umfassend Alkali- und Erdalkali- Halogenide, -Sulfate, -Carbonate, -Hydrogencarbonate und -Hydroxide und Eisenoxide, bewirken eine sogenannte Alkalinitätsreserve. Zum Beispiel können bei „saurer Gasbohrung” saure Gase wie CO2 und H2S aufgenommen werden. Die erfindungsgemäße Bohrspülflüssigkeit ist im pH-Wert Bereich von 3 bis 11 stabil und bietet daher im oberen pH-Wert-Bereich (10 bis 10,5) eine erhebliche Alkalinitatsreserve. Zusätzlich kann über die Salzkonzentration die Dichte der Bohrspülflüssigkeit verändert werden.
  • Die Emulgatorkomponenten (A) und (B) werden vorzugsweise im molaren Verhältnis von 1:1,5 bis 0,5 bis 1, insbesondere 1: 1,2 bis 0,8 bis 1, eingesetzt.
  • Durch gezielte Mischung der erfindungsgemäßen Emulgatorkomponenten (A) und (B) kann der pH-Wert der erfindungsgemäße Bohrspülflüssigkeit vorzugsweise auf pH-Werte von 10 bis 10,5 eingestellt werden, so dass die Bohrspülflüssigkeit an sich schon eine Alkalireserve zur Verfügung stellt.
  • Die erfindungsgemäßen Emulgatorkomponenten (A) und/oder (B) haben gleichzeitig einen Korrosionsschutzwirkung für metallische Oberflächen und vermindern Reibungswiderstände, wirken somit als Schmiermittel.
  • Die Erfindung betrifft weiter ein Verfahren zum Bohren eines Bohrloches unter Verwendung einer Zusammensetzung enthaltend die Komponenten (A) bis (C), insbesondere (A) bis (E), als Bohrspülflüssigkeit oder Teil der Bohrspülflüssigkeit, umfassend den Schritt des Einbringens der Bohrspülflüssigkeit in das Bohrloch während des Bohrvorganges.
  • Das Verfahren kann dabei weiter umfassen, dass die Bohrspülflüssigkeit umfassend das Bohrgut ausgebracht wird, das Bohrgut von der Bohrspülflüssigkeit abgetrennt wird, z. B. durch Sieben oder Zentrifugieren, und die Bohrspülflüssigkeit vermindert um das abgetrennte Bohrgut in das Bohrloch zurückgeführt wird, ggf. nach Zugabe von Komponenten wie sie weiter oben beschrieben sind, um die sich die Bohrspülflüssigkeit während des Bohrvorganges angereichert hat.
  • Das um Bohrflüssigkeit abgereicherte Bohrgut kann mit einer Base oder Säure behandelt werden, um die verbleibende Bohrflüssigkeit in Form einer Wasser-in Öl-Emulsion durch Einstellen eines pH-Wertes von kleiner 3 oder größer 11 aufzubrechen zum Erhalt einer Öl-in-Wasser-Emulsion als Spülflüssigkeit und Entfernende der Ölphase vom Bohrgut, um ein von der Ölphase weiter abgereichertes Bohrgut zu erhalten,
  • Experimenteller Teil
  • Es wurden verschiedene Zusammensetzungen unter Verwendung folgender Komponenten erstellt.
    25%ige CaCl2-Lösung MISwaco, Houston
    Bariumsulfat M-I BAR, MISwaco, Houston
    Kalk Austin white lime Company, Austin
    Mineralöl Gravex 915, Shell
    Netzmittel FM WA 11, Fluid Management Ltd. Houston
    Polymer Verdicker HRP, MI Swaco, Houston
    Quartz Milwhite Inc.
    Ton FM VIS LS, Fluids Management, Houston
  • Beispiel 1
  • Eine Bohrspülflüssigkeit auf Basis Diesel wurde hergestellt bei Raumtemperatur aus nachgenannten Komponenten, zusammengebracht in der aufgeführten Reihenfolge, wobei unter Verwendung eines Hamilton Beach overhead Mixer bei 100% Leistung ca. 40 Minuten vorgemischt und anschließend in einem Silverson L4RT Mixer bei 3500 Umdrehungen/Minute innerhalb von 5 Minuten homogenisiert wurde. Die Beurteilung der Mischung erfolgte visuell unter Beachtung der Abscheidung von organischer, wässriger und anorganischer Phasen.
    Produkt Einheit 1.1 1.2 1.3 1.4
    Diesel Gew.% 28,0 28,0 28,0 28,0
    Ton Gew.% 1,0 1,0 1,0 1,0
    Polymer Verdicker Gew.% 0,2 0,2 0,2 0,2
    Kalk Gew.% 0,7 0,7 0,7 0,7
    Emulgator 1: Oxo-C13-Alkohol-Glykol-(3EO)-ether (MARLIPAL O13/30) Gew.% 1,8 - - -
    Emulgator 2: Amin-C18-Glykol-(2EO)-ether/Alkohol C1214-Glykol-(3EO)-ethercarbonsäure-Mischung (MAR-LAIN OL2/MARLOWET 4541) Gew.% - 1,8 - -
    Emulgator 3: Amin-C18-Glykol-(2EO)-ether (MARLAZIN OL 2) Gew.% - - 1,8 -
    Emulgator 4: C1214-Glykol-(3EO)-ethercarbonsäure (MARLOWET 4541) Gew.% - - - 1,8
    Netzmittel Gew.% 0,003 0,003 0,003 0,003
    25%ige CaCl2-Lösung Gew.% 18,3 18,3 18,3 18,3
    Bariumsulfat Gew.% 45,0 45,0 45,0 45,0
    Quartz Gew.% 5,0 5,0 5,0 5,0
    Stabilität Temperatur Std. < 2/< 1 > 16/> 16 < 1/< 1 < 4/< 2
    °C 20/70 20/70 20/70 20/70
  • Beispiel 1 zeigt, dass durch Auswahl eines Emulgatorsystems bestehend aus Amin-C18-Glykol-(2EO)-ether/Alkohol C1214-Glykol-(3EO)-ethercarbonsäure (EO = Monomereinheit Ethylenoxid, PO = Monomereinheit Propylenoxid) eine Stabilität von > 16 Stunden sowohl bei Raumtemperatur als auch bei 70°C eingehalten werden konnte. Dieses konnte durch Einsatz der Einzelkomponenten beschrieben als Emulgator 3 und Emulgator 4 nicht erreicht werden, ebenso wenig wie bei Emulgator 1.
  • Beispiel 2
  • Eine Bohrspülflüssigkeit auf Basis Rapsmethylester wurde hergestellt wie Beispiel 1. Durch Auswahl eines Emulgatorsystems bestehend aus Amin-C18-Glykol(2EO)-ether/Alkohol C1214-Glykol-(5EO)-ethercarbonsäure konnte eine für diese Anwendung geforderte Stabilität von > 16 Stunden sowohl bei Raumtemperatur als auch bei 70°C eingehalten werden.
    Produkt Einheit 2.1 2.2
    Rapsmethylester Gew.% 28,0 28,0
    Ton Gew.% 1,0 1,0
    Polymer Verdicker Gew.% 0,2 0,2
    Kalk Gew.% 0,7 0,7
    Emulgator 1. Oxo-C13-Alkohol-Glykol-(5EO)-ether (MARLIPAL O13/50) Gew.% 1,8 -
    Emulgator 2: Amin-C18-Glykol-(2EO)-ether/Alkohol C1214-Glykol-(5EO)-ethercarbonsäure-Mischung (MARLAZIN OL 2/MARLOWET 1072) Gew.% - 1,8
    Netzmittel Gew.% 0,003 0,003
    25%ige CaCl2-Lösung Gew.% 18,3 18,3
    Bariumsulfat Gew.% 45,0 45,0
    Quartz Gew.% 5,0 5,0
    Stabilität Temperatur Std. < 1/< 1 > 16/> 16
    °C 20/70 20/70
  • Beispiel 3
  • Ein Bohrfluid auf Basis Rapsmethylester wurde hergestellt wie Beispiel 1. Durch Auswahl eines Emulgatorsystems bestehend aus Amin-C18-Glykol-(2EO)/Milchsäure konnte eine für diese Anwendung geforderte Stabilität von > 16 Stunden sowohl bei Raumtemperatur als auch bei 70°C eingehalten werden.
    Produkt Einheit 3.1 3.2
    Mineralöl Gew.% 28,0 28,0
    Ton Gew.% 1,0 1,0
    Polymer Verdicker Gew.% 0,2 0,2
    Kalk Gew.% 0,7 0,7
    Emulgator 1: Nonylphenol-Glykol-(3EO)-ether (MARLOPHEN NP3) Gew.% 1,8 -
    Emulgator 3: Amin-C18-Glykol-(2EO)/Milchsäure-Mischung (MARLAZIN OL2/Milchsäure) Gew.% - 1,8
    Netzmittel Gew.% 0,003 0,003
    25%ige CaCl2-Lösung Gew.% 18,3 18,3
    Bariumsulfat Gew.% 45,0 45,0
    Quartz Gew.% 5,0 5,0
    Stabilität Temperatur Std. < 3/< 1 > 16/> 16
    °C 20/70 20/70
  • Beispiel 4
  • Eine Bohrspülflüssigkeit auf Basis Paraffinöl (technisches aromatenarmes Standardöl) wurde hergestellt wie Beispiel 1. Durch Auswahl eines Emulgatorsystems bestehend aus Amin-C12-Glykol-(2EO)-ether/Alkohal-C1618-Glykol-(2EO-2PO)-ethercarbonsäure konnte eine für diese Anwendung geforderte Stabilität von > 16 Stunden sowohl bei Raumtemperatur als auch bei 70°C eingehalten werden.
    Produkt Einheit 4.1 4.2
    Paraffinöl Gew.% 28,0 28,0
    Ton Gew.% 1,0 1,0
    Polymer Verdicker Gew.% 0,2 0,2
    Kalk Gew.% 0,7 0,7
    Emulgator 1: C18-Alkohol-Glykol-(5EO)-ether (MARLOWET 5001) Gew.% 1,8 -
    Emulgator 2: Amin-C12-Glykol-(2EO)-ether/Alkohol C1618-Glykol-(2EO-2PO)-ethercarbonsäure-Mischung (Versuchsprodukt/MARLOWET 4560 Gew.% - 1,8
    Netzmittel Gew.% 0,003 0,003
    25%ige CaCl2-Lösung Gew.% 18,3 18,3
    Bariumsulfat Gew.% 45,0 45,0
    Quartz Gew.% 5,0 5,0
    Stabilität Temperatur Std. < 3/< 1 > 16/> 16
    °C 20/70 20/70
  • ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
  • Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
  • Zitierte Patentliteratur
    • WO 98/05733 [0009]

Claims (21)

  1. Zusammensetzung enthaltend (A) ein oder mehrere primäre, sekundäre oder tertiäre Amin-Verbindungen, ggf. alkoxyliert, und (B) ein oder mehrere Carbonsäure-Verbindungen, ausgewählt aus einem oder mehreren Mitgliedern der Gruppe von Monocarbonsäuren, Polycarbonsäuren, Polyalkylenglykolethercarbonsäuren eines Monoalkohols und Polyalkylenglykolethercarbonsäuren eines Polyols, wobei – wenn ausschließlich Monocarbonsäuren und/oder Polycarbonsäuren enthalten sind, zumindest eine Amin-Verbindung alkoxyliert ist, oder – wenn ausschließlich primäre, sekundäre oder tertiäre Amin-Verbindungen enthalten sind, die nicht alkoxyliert sind, zumindest Polyalkylenglykolethercarbonsäuren eines Monoalkohols und/oder Polyalkylenglykolethercarbonsäuren eines Polyols eingesetzt werden, oder – zumindest eine alkoxylierte Amin-Verbindung und zumindest eine Polyalkylenglykolethercarbonsäuren eines Monoalkohols und/oder alkoxyliert Amin-Verbindungen und eine Polyalkylenglykolethercarbonsäure eines Polyols eingesetzt werden, und (C) eine zumindest bei 25°C flüssige Ölphase, und (D) einen oder mehrere Verdicker zum Verdicken der Ölphase, ausgewählt aus der Gruppe umfassend Tone, Polymere, Tonerde und Silika, und (E) ein oder mehrere Additive, ausgewählt aus der Gruppe umfassend Alkali- und Erdalkali- Halogenide, -Sulfate, -Carbonate, -Hydrogencarbonate und -Hydroxide und Eisenoxide.
  2. Zusammensetzung nach Anspruch 1, wobei die Monocarbonsäuren und die Polycarbonsäuren 4 bis 24 Kohlenstoffatome, insbesondere 8 bis 18, Kohlenstoffatome und besonders bevorzugt 12 bis 18 Kohlenstoffatome sowie ggf. eine Hydroxy-Gruppe aufweisen, und insbesondere Monocarbonsäuren sind.
  3. Zusammensetzung nach Anspruch 1 oder 2, wobei die Polyalkylenglykolethercarbonsäuren eines Monoalkohols und/oder eines Polyols die allgemeinen Formel R3-O-(Z)p-E aufweisen, worin R3 für Wasserstoff oder ein Kohlenwasserstoffrest mit 1 bis 24 Kohlenwasserstoffatomen, insbesondere 8 bis 18, Kohlenstoffatomen und besonders bevorzugt 12 bis 14 Kohlenstoffatomen, Z für jedes p ggf. unterschiedlich für Alkoxylatgruppen – CH2-CHR2-O- oder -CHR2-CH2-O-, R2 ggf. für jedes p unterschiedlich für H, eine Methyl- oder einen Ethyl-Gruppe, E für -CH2-COOH und p für mittlere Zahlenwerte von 0 bis 15, insbesondere 1 bis 8, steht und wobei entweder die Amin-Verbindung alkoxyliert ist oder p größer 0 ist oder beides.
  4. Zusammensetzung nach Anspruch 1 oder 2, wobei die Amin-Verbindungen die allgemeine Formel R1-N(-XnH)(-XmH) oder (R1-)(R4-)N(-XnH) aufweisen, worin R1, R4 ein Kohlenwasserstoffrest mit 4 bis 24 Kohlenwasserstoffatomen ist, R1 und R4 einen oder mehrere Ringe bilden mit zusammen 4 bis 24 Kohlenwasserstoffatomen, X für jedes n oder m ggf. unterschiedlich für CH2-CHR2-O- oder -CHR2-CH2-O-, R2 ggf. für jedes n oder m unterschiedlich für H, eine Methyl- oder eine Ethyl-Gruppe und n und m unabhängig voneinander für mittlere Zahlenwerte von 0 bis 30, vorzugsweise 1 bis 10, stehen, wobei für n und m = 0 oder für n = 0 in (R1-)(R4-)N(-XnH) Polyalkylenglykolethercarbonsäuren eines Monoalkohols und Polyalkylenglykolethercarbonsäuren eines Polyols eingesetzt werden, vorzugsweise mit p größer 1.
  5. Zusammensetzung nach Anspruch 4, wobei n + m + p zwischen 2 und 8 ist bzw. für (R1-)(R4-)N(-XnH) n + p zwischen 2 und 8 steht.
  6. Zusammensetzung nach Anspruch 1 oder 2, wobei die Amin-Verbindung Imidazol oder Piperazin oder ein alkoxyliertes Imidazol ist.
  7. Zusammensetzung nach zumindest einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Ölphase Kohlenwasserstoffe, Ester, Alkohole oder deren Mischungen umfasst und insbesondere einen Flammpunkt größer 60°C (nach Din 51755), vorzugsweis größer 70°C (nach EN Iso 2719), aufweist.
  8. Zusammensetzung nach Anspruch 1 und 7, wobei die Ölphase Kohlenwasserstoffe oder Ester umfasst und die Kohlenwasserstoffe bevorzugt aliphatisch oder cycloaliphatische sind und die Ester Ethyl- und/oder Methyl-(C12 bis C22)-Fettsäurester sind.
  9. Zusammensetzung nach zumindest einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Zusammensetzung weiterhin (F) Wasser enthält und die Ölphase die kontinuierliche Phase und das Wasser die disperse Phase bilden.
  10. Zusammensetzung nach Anspruch 1 oder 9, wobei die Zusammensetzung weiterhin Wasser (F) enthält und im Wasser Salze gelöst sind mit einer Konzentration von größer 1 Gew.%, vorzugsweise größer 5 Gew.%.
  11. Zusammensetzung nach zumindest einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei (D) der Verdicker ein Ton ist, ausgewählt aus Bentionit, Hectorit, Attapulgit und deren Mischungen, vorzugsweise organisch modifiziert mit einem Fettamin.
  12. Zusammensetzung nach zumindest einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Additiv (E) Calciumcarbonat, Bariumsulfat, Eisen-III-Oxid oder deren Mischungen ist, ggf. in Form der entsprechenden Mineralien.
  13. Zusammensetzung nach zumindest einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Zusammensetzung einen pH-Wert von 3 bis 11 aufweist.
  14. Zusammensetzung nach zumindest einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Zusammensetzung unabhängig voneinander (A) und (B) 0,05 bis 10 Gew.%, vorzugsweise 0,1 Gew.% bis 5 Gew.%, Amin-Verbindung (A) und Carbonsäure-Verbindung (B), (C) 5 Gew.% bis 50 Gew.%, vorzugsweise 10 Gew.% bis 20 Gew.%, der Ölphase, (D) 0,05 Gew.% bis 5 Gew.%, vorzugsweise 0,5 Gew.% bis 3 Gew.%, des Verdickers (E) 1 Gew.% bis 60 Gew.%, vorzugsweise 30 Gew.% bis 50 Gew.%, des Additivs (F) 0 Gew.% bis 50 Gew.%, vorzugsweise 2 Gew.% bis 30 Gew.%, Wasser enthält.
  15. Zusammensetzung nach zumindest einem der vorhergehenden Ansprüche vorzugsweise enthaltend die Amin-Verbindung (A) und die Carbonsäure-Verbindung (B) im molaren Verhältnis von 1:1,5 bis 0,5 bis 1, insbesondere 1:1,2 bis 0,8 bis 1.
  16. Verwendung einer Zusammensetzung enthaltend die Komponenten (A) bis (C), insbesondere (A) bis (E) oder (A) bis (D) nach einem der vorhergehenden Ansprüche als Bohrspülflüssigkeit oder Teil der Bohrspülflüssigkeit, insbesondere zur Erschließung von Öl- und Gasvorkommen, bei geothermischen Bohrungen oder Wasserbohrungen, vorzugsweise in Form einer Wasser in Öl-Emulsion.
  17. Verfahren zum Bohren eines Bohrloches unter Verwendung einer Zusammensetzung enthaltend die Komponenten (A) bis (C), insbesondere (A) bis (E) oder (A) bis (D), nach einem der vorhergehenden Ansprüche als Bohrspülflüssigkeit oder Teil der Bohrspülflüssigkeit umfassend den Schritt – des Einbringens der Bohrspülflüssigkeit in das Bohrloch.
  18. Verfahren nach Anspruch 17 weiterhin umfassend den Schritt – des Ausbringens der Bohrspülflüssigkeit umfassend Bohrgut, – Abtrennens von Bohrgut aus der Bohrspülflüssigkeit und – Zurückführen der Bohrspülflüssigkeit vermindert um das abgetrennte Bohrgut in das Bohrloch ggf. nach Zugabe von Komponenten gemäß den Ansprüchen 1 bis 16.
  19. Verfahren nach Anspruch 17 oder 18 weiterhin umfassend den Schritt – des Ausbringens der Bohrspülflüssigkeit umfassend Bohrgut, – in Kontaktbringen der Bohrspülflüssigkeit oder Teilen davon, ggf. um das Bohrgut oder Teilen des Bohrgutes vermindert, mit einer Base oder Säure zum Brechen durch Einstellen eines pH-Wertes von kleiner 3 oder größer 11 zum Erhalt einer gebrochenen Flüssigkeit.
  20. Verfahren nach Anspruch 19 umfassend den Schritt des Aussetzens der gebrochenen Flüssigkeit mit einer Base oder Säure durch Einstellen eines pH-Wertes von 3 bis 11 zum Erhalt einer Wasser-in-Öl-Emuslsion.
  21. Verfahren nach Anspruch 18 weiterhin umfassend die Schritt – in Kontaktbringen des Bohrgutes mit einer Base oder Säure zum Brechen der Wasser in Öl-Emulsion durch Einstellen eines pH-Wertes von kleiner 3 oder größer 11, wobei eine Spülflüssigkeit und ein um die Ölphase abgereichertes Bohrgut erhalten wird.
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